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ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS
ANÁLISE DO DESEMPENHO
E DAS PREVISÕES
DAS EMPRESAS REGULADAS
Novembro 2005
Rua Dom Cristóvão da Gama n.º 1-3.º 1400-113 Lisboa
Tel: 21 303 32 00 Fax: 21 303 32 01
e-mail: [email protected] www.erse.pt
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Índice
i
ÍNDICE
1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................1
2 PORTUGAL CONTINENTAL............................................................................................3
2.1 Balanço de Energia Eléctrica .....................................................................................3
2.2 Rede Eléctrica Nacional – REN................................................................................19
2.2.1 Análise global .................................................................................................................... 19 2.2.2 Análise desagregada por actividades ............................................................................... 25
2.2.2.1 Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica............................................................................25 2.2.2.2 Actividade de Gestão Global do Sistema ..................................................................................45 2.2.2.3 Actividade de Transporte de Energia Eléctrica ..........................................................................51
2.3 Distribuidor vinculado ...............................................................................................60
2.3.1 Análise Global ................................................................................................................... 60 2.3.2 Análise desagregada por actividades ............................................................................... 71
2.3.2.1 Actividade de Distribuição de Energia Eléctrica.........................................................................73 2.3.2.2 Actividade de Comercialização de Redes .................................................................................76 2.3.2.3 Actividade de Comercialização..................................................................................................79
3 REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES ...........................................................................81
3.1 Balanço de energia eléctrica ....................................................................................81
3.2 EDA ..........................................................................................................................87
3.2.1 Análise global .................................................................................................................... 87 3.2.2 Análise desagregada por actividades ............................................................................... 93
3.2.2.1 Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema .........................................93 3.2.2.2 Actividade de Distribuição de Energia Eléctrica.......................................................................100 3.2.2.3 Actividade de Comercialização de Energia Eléctrica...............................................................103
4 REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA ..........................................................................105
4.1 Balanço de energia eléctrica ..................................................................................105
4.2 EEM........................................................................................................................111
4.2.1 Análise global .................................................................................................................. 111 4.2.2 Análise desagregada por actividades ............................................................................. 119
4.2.2.1 Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema .......................................119 4.2.2.2 Actividade de Distribuição de Energia Eléctrica.......................................................................125 4.2.2.3 Actividade de Comercialização de Energia Eléctrica...............................................................127
5 PEDIDO DE ESCLARECIMENTO ÀS EMPRESAS .....................................................129
5.1 REN........................................................................................................................129
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Índice
ii
5.1.1 Aquisições aos produtores em regime especial.............................................................. 129 5.1.2 Custos com a promoção da qualidade ambiental ........................................................... 132 5.1.3 Provisões do Exercício.................................................................................................... 133
5.2 EDP Distribuição ....................................................................................................137
5.2.1 Balanço de energia eléctrica ........................................................................................... 137 5.2.2 Compatibilização dos valores dos custos com Interruptibilidade.................................... 138 5.2.3 Regularização de provisões entre actividades................................................................ 138 5.2.4 Rubricas de imobilizado .................................................................................................. 141 5.2.5 Compatibilização dos mapas de provisões com os mapas das demonstrações
financeiras ....................................................................................................................... 145 5.2.6 Proveitos do uso das redes de distribuição, por nível de tensão.................................... 149 5.2.7 Outros proveitos diferidos na actividade CSEP .............................................................. 150 5.2.8 Custos do plano de Apoio à Reestruturação (PAR)........................................................ 150 5.2.9 regras de repartição, no âmbito da recuperação de custos do PAR .............................. 152 5.2.10 Custos com promoção ambiental.................................................................................... 154
5.3 EDA ........................................................................................................................155
5.3.1 Prestações de serviços ................................................................................................... 155 5.3.2 Comparticipações............................................................................................................ 156
5.4 EEM........................................................................................................................157
5.4.1 Trabalhos para a própria empresa.................................................................................. 157 5.4.2 Investimentos .................................................................................................................. 157 5.4.3 Combustíveis................................................................................................................... 160
Anexo...............................................................................................................................167
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Índice
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2-1 - Consumo referido à emissão em Portugal continental.........................................................4 Figura 2-2 - Procura de electricidade em Portugal continental ................................................................8 Figura 2-3 - Fornecimentos em BT em Portugal continental ................................................................ 11 Figura 2-4 - Fornecimentos em MT em Portugal continental................................................................ 12 Figura 2-5 - Fornecimentos em MAT/AT em Portugal continental........................................................ 13 Figura 2-6 - Perdas na Rede Nacional de Transporte .......................................................................... 14 Figura 2-7 – Taxa de Perdas na rede de transporte (Perdas na rede de transporte / emissão
para a rede pública x 100)............................................................................................... 15 Figura 2-8 - Perdas na rede de distribuição de Portugal continental .................................................... 17 Figura 2-9 - 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 100 ........................................................................ 18
Figura 2-10 - Custos e proveitos operacionais da REN (preços correntes) ........................................ 20 Figura 2-11 - Custos operacionais da REN sem custos da electricidade entrada (preços
correntes)......................................................................................................................... 21 Figura 2-12 - Investimentos a custos técnicos (preços correntes)....................................................... 22 Figura 2-13 - Imobilizado líquido de amortizações e comparticipações (preços correntes)................. 24 Figura 2-14 - Custos de aquisição de energia eléctrica com os CAE (preços constantes de
2005)................................................................................................................................ 28 Figura 2-15 - Custo variável unitário mensal da energia eléctrica emitida por combustível
consumido (preços correntes) ........................................................................................ 31 Figura 2-16 - Encargos de energia unitários (valores mensais) (preços correntes) ............................. 35 Figura 2-17 - Aquisições a Produtores em Regime Especial e a EDIA (preços constantes de
2005)................................................................................................................................ 37 Figura 2-18 - Importação - Exportação de energia eléctrica dos clientes do Comercializador
regulado........................................................................................................................... 38 Figura 2-19 - Preço Médio Unitário de Aquisição de Energia Eléctrica pela REN (preços
constantes de 2005) ........................................................................................................ 40 Figura 2-20 - Custos da Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (preços correntes) ................. 42 Figura 2-21 - Custos operacionais da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica excluindo
os custos com a aquisição de energia eléctrica (preços correntes) ............................... 44 Figura 2-22 - Custos de exploração da actividade de Gestão Global do Sistema (preços
correntes)......................................................................................................................... 46 Figura 2-23 - Custos com a convergência tarifária ............................................................................... 47 Figura 2-24 - Investimentos a custos técnicos na actividade de Gestão Global do Sistema
(preços correntes)............................................................................................................ 48 Figura 2-25 - Custos transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica para a
actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes)......................................... 50 Figura 2-26 - Custos de exploração da actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços
correntes)......................................................................................................................... 52
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Figura 2-27 - Custo com compensação síncrona ................................................................................. 53 Figura 2-28 - Investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia
Eléctrica (preços correntes)............................................................................................. 54 Figura 2-29 - Detalhe do investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de
Energia Eléctrica (preços correntes) ............................................................................... 56 Figura 2-30 - Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (preços correntes) ............... 62 Figura 2-31 - Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (em percentagem)............... 63 Figura 2-32 - Proveitos e custos unitários na distribuição (preços de 2005) ........................................ 65 Figura 2-33 - Margem bruta unitária da distribuição (preços de 2005)................................................. 66 Figura 2-34 - Resultados operacionais da distribuição (preços de 2005)............................................. 68 Figura 2-35 - Investimento na Distribuição (preços correntes) ............................................................. 69 Figura 2-36 - Investimento a custos técnicos e comparticipações do distribuidor vinculado
(preços de 2005).............................................................................................................. 71 Figura 2-37 - Custos operacionais das actividades reguladas do distribuidor vinculado
(preços correntes)............................................................................................................ 72 Figura 2-38 - Diferença entre custos e proveitos operacionais............................................................. 73 Figura 2-39 - Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços
correntes)......................................................................................................................... 75 Figura 2-40 - Estrutura dos custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia
Eléctrica ........................................................................................................................... 76 Figura 2-41 - Custos operacionais na actividade de Comercialização de Redes (preços
correntes)......................................................................................................................... 78 Figura 2-42 - Custos operacionais na actividade de Comercialização (preços correntes).................. 80 Figura 3-1 - Procura de electricidade na RAA....................................................................................... 83 Figura 3-2 - Fornecimentos em BT na RAA.......................................................................................... 84 Figura 3-3 - Fornecimentos em MT na RAA ......................................................................................... 85 Figura 3-4 - Perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA..................................................... 86 Figura 3-5 - Taxa de perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA (perdas /
fornecimentos a clientes do Sistema Público da RAA) x 100 ......................................... 86 Figura 3-6 - Custos e proveitos operacionais da EDA (preços correntes)............................................ 88 Figura 3-7 - Custos e proveitos unitários da EDA (preços de 2005) .................................................... 90 Figura 3-8 - Margem bruta unitária da EDA (preços de 2005).............................................................. 91 Figura 3-9 - Custos operacionais das actividades reguladas da EDA (preços correntes) ................... 92 Figura 3-10 - Investimentos da EDA (preços correntes)....................................................................... 93 Figura 3-11 - Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão
do Sistema (preços correntes) ........................................................................................ 95 Figura 3-12 - Custos com a aquisição de combustíveis na EDA.......................................................... 96 Figura 3-13 - Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais térmicas na
produção total .................................................................................................................. 97 Figura 3-14 - Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAA e em Portugal
continental ....................................................................................................................... 98
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Figura 3-15 - Evolução do custo unitário do fuelóleo adquirido pela EDA (ilha de São Miguel), pela EEM (ilha da Madeira) e pela CPPE (central de Setúbal)....................................... 99
Figura 3-16 - Evolução do custo unitário do gasóleo em algumas centrais da EDA.......................... 100 Figura 3-17 - Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços
correntes)....................................................................................................................... 102 Figura 3-18 - Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica
(preços correntes).......................................................................................................... 104 Figura 4-1 - Procura de electricidade na RAM.................................................................................... 107 Figura 4-2 - Fornecimentos em BT na RAM ....................................................................................... 108 Figura 4-3 - Fornecimentos em MT na RAM....................................................................................... 109 Figura 4-4 - Perdas nas redes de transporte e distribuição na RAM.................................................. 110 Figura 4-5 - Custos e proveitos operacionais da EEM (preços correntes) ......................................... 113 Figura 4-6 - Custos e proveitos unitários da EEM (preços de 2005) .................................................. 114 Figura 4-7 - Margem Bruta unitária da EEM (preços de 2005) ........................................................... 115 Figura 4-8 - Custos operacionais das actividades reguladas da EEM (preços correntes) ................. 116 Figura 4-9 - Investimentos da EEM (preços correntes) ...................................................................... 118 Figura 4-10 - Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Gestão do
Sistema (preços correntes) ........................................................................................... 120 Figura 4-11 - Custos com combustíveis.............................................................................................. 121 Figura 4-12 - Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais a fuelóleo na
produção total ................................................................................................................ 122 Figura 4-13 - Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAM e em Portugal
continental ..................................................................................................................... 123 Figura 4-14 - Evolução do custo do fuelóleo na Madeira e em Portugal continental, base 100,
2000............................................................................................................................... 124 Figura 4-15 - Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços
correntes)....................................................................................................................... 126 Figura 4-16 - Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica
(preços correntes).......................................................................................................... 128
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Índice
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ÍNDICE DE QUADROS
Quadro 2-1 - Evolução da procura em Portugal continental (valores reais) ............................................6 Quadro 2-2 - Evolução da procura em Portugal continental (previsões para 2005 a 2008)....................7 Quadro 2-3 - Encargos com a aquisição de energia eléctrica estipulados nos CAE (preços
correntes)......................................................................................................................... 26 Quadro 2-4 - Custos médios dos CAE (preços correntes).................................................................... 26 Quadro 2-5 - Principais variáveis monetárias utilizadas no Encargo de Potência................................ 29 Quadro 2-6 - Encargo de Potência (preços correntes) ......................................................................... 30 Quadro 2-7 - Custo dos combustíveis consumidos nos principais centros produtores
termoeléctricos (preços correntes) .................................................................................. 30 Quadro 2-8 - Energia eléctrica emitida pelas centrais térmicas............................................................ 32 Quadro 2-9 - Encargo de Energia (preços correntes).......................................................................... 33 Quadro 2-10 - Encargo de Energia corrigido da hidraulicidade (preços correntes).............................. 33 Quadro 2-11 - Encargo de Energia por unidade de energia eléctrica emitida (preços
correntes)......................................................................................................................... 34 Quadro 2-12 - Energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador regulado
referido à emissão ........................................................................................................... 36 Quadro 2-13 - Detalhe do Investimento específico a custos técnicos na actividade de
Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes)........................................................ 58 Quadro 2-14 - Investimento na Distribuição.......................................................................................... 70 Quadro 3-1 - Evolução da procura na RAA........................................................................................... 82 Quadro 4-1 - Evolução da procura na RAM........................................................................................ 106
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Introdução
1
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 2005-2008.
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 2008.
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 2008.
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 2008.
No capítulo 5, anexam-se os pedidos de esclarecimentos efectuados às empresas sobre alguns valores
respeitantes a 2005-2008, 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 2006-2008,
enviada pelas empresas, pela consulta do CD “Informação recebida para cálculo das tarifas para 2006 e
dos parâmetros para o período de regulação 2006-2008” disponibilizado pela ERSE.
A fixação dos parâmetros para o novo período de regulação tarifária 2006-2008 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
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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 2008. 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 2008.
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
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Figura 2-1 - Consumo referido à emissão em Portugal continental
25 000
30 000
35 000
40 000
45 000
50 000
55 000
GW
h
Real 35 803 37 953 40 018 40 667 43 060 45 501
Plano de Expansão 1999 - Cenário I (1) 37 390 44 570
Plano de Expansão 1999 - Cenário II (2) 36 840 42 330
Previsões ERSE - tarifas 2000 37 150
Previsões ERSE - tarifas 2001 37 621 39 502
Previsões ERSE - tarifas 2002 39 773 41 675 43 550 45 510
Previsões ERSE - tarifas 2003 40 838 42 839
Previsões ERSE - tarifas 2004 42 314 44 100
Previsões ERSE - tarifas 2005 45 941
Plano de Expansão 2001 - Cenário I (3) 40 420 45 340
Plano de Expansão 2001 - Cenário II (4) 38 580 39 350
Plano de Expansão 2002 - Cenário I 40 340 45 485
Previsões mensais da REN - Setembro 47 886 49 476
Previsões REN/Dist - tarifas 2006 - Junho 47 433 49 203 51 175 53 215
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
(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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
5
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 2005.
PROCURA DE ELECTRICIDADE
O Quadro 2-1 e o Quadro 2-2 mostram a evolução da procura de energia eléctrica de 1993 a 2007. Os
valores de 1995 a 2004 são reais e os de 2005 a 2008 são os valores propostos pelas empresas em
Junho de 2005.
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%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
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Quadro 2-1 - Evolução da procura em Portugal continental (valores reais)
Unidade: GWh
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
+ Produção líquida das centrais detentoras de CAE 26 969 27 611 26 655 30 956 34 410 34 493 36 921 36 121 36 157 31 047+ Produtores em regime especial + EDIA 1 121 1 519 1 774 1 963 2 295 2 469 2 557 2 820 3 688 4 566+ Aquisições no âmbito da parcela livre 435 782 732 718 447 617 890 1 322 1 999 2 934+ Importações líquidas para clientes do Comercializador Regulado 914 1 111 2 899 272 -858 931 -141 98 -1 229 522+ Entregas para clientes não vinculados (entrada da REN) 547 1 019 4 299 7 239+ Vendas líquidas do ACS e desvios 0 0 0 0 0 2 -270 -43 -1 369 -399
- Bombagem 159 137 100 101 491 558 485 670 485 408
= EMISSÃO PARA A REDE PÚBLICA 29 279 30 886 31 961 33 808 35 803 37 953 40 018 40 667 43 060 45 501(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 770 701 601 602 665 680 713 717 738 677(perdas/emissão) 2,6% 2,3% 1,9% 1,8% 1,9% 1,8% 1,8% 1,8% 1,7% 1,5%
- Compensação síncrona 43 29 32 30 41 39 34 38 32 35- Perdas na rede de Distribuição 2 447 2 648 2 570 2 757 2 756 2 877 3 191 2 948 3 258 3 451
(perdas/fornecimentos) 9,7% 9,9% 9,2% 9,3% 8,7% 8,6% 9,1% 8,2% 8,6% 8,6%
- Consumos Próprios 47 51 37 40 44 34 35 32 46 38- Acertos UGS, URT 0+ PRE não facturada mas incluída no consumo -25 18+ diferenças no balanço de energia eléctrica REN/EDP Distribuição -4
= FORNECIMENTOS A CLIENTES DO COMERCIALIZADOR REGULADO E A CLIENTES NÃO VINCULADOS 25 959 27 456 28 702 30 379 32 297 34 322 36 045 36 931 38 962 41 321
(Variação média anual) 5,1% 5,8% 4,5% 5,8% 6,3% 6,3% 5,0% 2,5% 5,5% 6,1%
BT 13 804 14 791 15 460 16 351 17 794 18 901 19 904 20 505 21 512 22 518(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 13 804 14 791 15 460 16 351 17 794 18 901 19 904 20 505 21 512 22 484(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 0 0 0 0 0 0 0 0 0 33(Variação média anual)
MT 8 657 9 044 9 583 10 188 10 648 11 234 11 703 11 970 12 536 13 187(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 8 657 9 044 9 583 10 188 10 648 11 101 11 359 11 193 8 601 6 506(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 0 0 0 0 0 133 344 776 3 935 6 680(Variação média anual) 158,6% 125,7% 406,8% 69,8%
AT 2 827 2 933 2 989 3 107 3 096 3 411 3 641 3 581 3 794 4 395(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 2 827 2 933 2 989 3 107 3 096 3 328 3 465 3 400 3 681 4 340(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 0 0 0 0 0 83 176 182 114 55(Variação média anual)
MAT 671 689 671 734 759 776 797 875 1 120 1 222(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 671 689 671 734 759 776 797 875 1 120 1 222(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 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0(Variação média anual)
Afectação a Tarifas RENEnergia afecta à TUGS e TURT 28 588 30 429 31 522 33 287 35 094 37 229 39 266 39 924 42 309 44 808Energia afecta à AEE 27 723 28 585 29 454 31 127 33 061 34 867 36 024 35 476 33 056 30 716
RUBRICAS
Verificado
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
7
Quadro 2-2 - Evolução da procura em Portugal continental (previsões para 2005 a 2008)
Unidade: GWh
2005 2006 2007 2008
+ Produção líquida das centrais detentoras de CAE 29 099 26 560 25 000 23 596+ Produtores em regime especial + EDIA 6 878 9 783 11 869 13 880+ Aquisições no âmbito da parcela livre 2 992 3 020 3 055 3 096+ Importações líquidas para clientes do Comercializador Regulado 174 0 0 0+ Entregas para clientes não vinculados (entrada da REN) 8 499 10 000 11 500 13 000+ Vendas líquidas do ACS e desvios 4 -7 -7 -7
- Bombagem 214 153 242 350
= EMISSÃO PARA A REDE PÚBLICA 47 433 49 203 51 175 53 215(Variação média anual) 4,2% 3,7% 4,0% 4,0%
- Perdas na rede de Transporte 664 690 690 692(perdas/emissão) 1,4% 1,4% 1,3% 1,3%
- Compensação síncrona 40 40 40 40- Perdas na rede de Distribuição 3 540 3 640 3 762 3 908
(perdas/fornecimentos) 8,5% 8,4% 8,3% 8,3%
- Consumos Próprios 47 47 47 47- Acertos UGS, URT+ PRE não facturada mas incluída no consumo 0 0 0 0+ diferenças no balanço de energia eléctrica REN/EDP Distribuição 14 10 10 17
= FORNECIMENTOS A CLIENTES DO COMERCIALIZADOR REGULADO E A CLIENTES NÃO VINCULADOS 43 156 44 796 46 646 48 546
(Variação média anual) 4,4% 3,8% 4,1% 4,1%
BT 23 084 23 770 24 600 25 600(Variação média anual) 2,5% 3,0% 3,5% 4,1%
Clientes do Comercializador Regulado 22 050 21 657 20 925 20 792(Variação média anual) -1,9% -1,8% -3,4% -0,6%
Clientes não vinculados 1 034 2 113 3 675 4 808(Variação média anual) 2995,8% 104,4% 73,9% 30,8%
MT 13 713 14 352 15 093 15 742(Variação média anual) 4,0% 4,7% 5,2% 4,3%
Clientes do Comercializador Regulado 5 610 5 380 5 769 5 674(Variação média anual) -13,8% -4,1% 7,2% -1,6%
Clientes não vinculados 8 103 8 972 9 324 10 068(Variação média anual) 21,3% 10,7% 3,9% 8,0%
AT 5 062 5 337 5 576 5 782(Variação média anual) 15,2% 5,4% 4,5% 3,7%
Clientes do Comercializador Regulado 4 864 5 134 5 355 5 485(Variação média anual) 12,1% 5,6% 4,3% 2,4%
Clientes não vinculados 198 203 221 297(Variação média anual) 261,3% 2,5% 8,9% 34,4%
MAT 1 297 1 337 1 377 1 422(Variação média anual) 6,2% 3,1% 3,0% 3,3%
Clientes do Comercializador Regulado 1 227 1 217 1 237 1 222(Variação média anual) 0,4% -0,8% 1,6% -1,2%
Clientes não vinculados 70 120 140 200(Variação média anual) 71,4% 16,7% 42,9%
Proposta REN e EDP DistribuiçãoJunho 2005
RUBRICAS
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
8
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 1995-2008. 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 2-2 - Procura de electricidade em Portugal continental
Estrutura
0
10
20
30
40
50
60
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
TWh
Fornecimentos em BT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em BT (clientes não vinculados)
Fornecimentos em MT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em MT (clientes não vinculados)
Fornecimentos em MAT e AT (clientes comerializador regulado) Fornecimentos em MAT e AT (clientes não vinculados)
Perdas Distribuição + Consumos Próprios Perdas Transporte + Compensação Síncrona
Emissão para a rede do SEP
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%
2,2% 4,3% 7,2% 9,0%
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%
0,4% 0,9% 1,9%9,1%
14,7% 17,1% 18,2% 18,2% 18,9%
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%0,2% 0,4% 0,4% 0,3% 0,1% 0,4% 0,4% 0,4% 0,6%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%
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%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fornecimentos em BT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em BT (clientes não vinculados)
Fornecimentos em MT (clientes comercializador regulado) Fornecimentos em MT (clientes não vinculados)
Fornecimentos em MAT e AT (clientes comerializador regulado) Fornecimentos em MAT e AT (clientes não vinculados)
Perdas Distribuição + Consumos Próprios Perdas Transporte + Compensação Síncrona
1 Este valor difere do referido anteriormente por incluir perdas.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
9
CONSUMOS POR NÍVEL DE TENSÃO
As figuras seguintes mostram a evolução dos consumos por nível de tensão no período 1995-2008, 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).
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
10
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 2004-2007, 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
11
Figura 2-3 - Fornecimentos em BT em Portugal continental
Real 5,6% 7,2% 4,5% 5,8% 8,8% 6,2% 5,3% 3,0% 4,9% 4,7%
Tarifas 1999 5,1% 4,7% 4,2%
Previsão Tarifas 2000 5,6% 5,4% 5,2%
Tarifas 2000 5,7% 5,5%
Previsão Tarifas 2001 6,3% 6,8% 4,8%
Tarifas 2001 6,4% 5,5%
Previsão Tarifas 2002 5,8% 5,2% 5,1% 4,9% 5,0%
Tarifas 2002 6,4% 7,3% 5,9% 5,9%
Previsão Tarifas 2003 5,8% 3,6% 4,8%
Tarifas 2003 5,8% 4,8%
Previsão Tarifas 2004 5,4% 3,8% 3,8%
Tarifas 2004 5,5% 4,7%
Previsão Tarifas 2005 5,0% 2,5% 3,4% 4,0% 4,4%
Tarifas 2005 5,1% 3,4%
Previsão Tarifas 2006 4,9% 2,5% 3,0% 3,5% 4,1%
Tx. Média 1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04 2006/05 2007/06 2008/07
12
14
16
18
20
22
24
26TW
h
Real 13,8 14,8 15,5 16,4 17,8 18,9 19,9 20,5 21,5 22,5
Tarifas 1999 17,0 17,8 18,6
Previsão Tarifas 2000 17,2 18,1
Tarifas 2000 18,2
Previsão Tarifas 2001 19,0 19,9
Tarifas 2001 20,0
Previsão Tarifas 2002 19,9 20,9 21,9 23,0
Tarifas 2002 21,4 22,7 24,0
Previsão Tarifas 2003 20,6 21,6
Tarifas 2003 21,6
Previsão Tarifas 2004 21,3 22,1
Tarifas 2004 22,3
Previsão Tarifas 2005 22,0 22,8 23,7 24,7
Tarifas 2005 22,8
Previsão Tarifas 2006 23,1 23,8 24,6 25,6
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
12
Figura 2-4 - Fornecimentos em MT em Portugal continental
Real 4,8% 4,5% 6,0% 6,3% 4,5% 5,5% 4,2% 2,3% 4,7% 5,2%
Tarifas 1999 4,6% 4,2% 4,9% 4,3% 3,9%
Previsão Tarifas 2000 5,2% 5,2% 3,9%
Tarifas 2000 5,4% 5,3%
Previsão Tarifas 2001 4,8% 6,1% 1,5%
Tarifas 2001 5,0% 2,7%
Previsão Tarifas 2002 4,4% 4,1% 2,5% 3,3% 3,1%
Tarifas 2002 4,6% 3,8% 3,5% 3,5%
Previsão Tarifas 2003 4,7% 2,2% 4,8%
Tarifas 2003 4,7% 4,8%
Previsão Tarifas 2004 4,5% 4,0% 3,8%
Tarifas 2004 4,6% 4,1%
Previsão Tarifas 2005 4,4% 3,3% 3,7% 3,9% 3,9%
Tarifas 2005 4,5% 3,7%
Previsão Tarifas 2006 4,7% 4,0% 4,7% 5,2% 4,3%
Tx. Média 1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04 2006/05 2007/06 2008/07
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
TWh
Real 8,7 9,0 9,6 10,2 10,6 11,2 11,7 12,0 12,5 13,2
Tarifas 1999 10,0 10,5 10,9 11,4
Previsão Tarifas 2000 10,7 11,1
Tarifas 2000 11,3
Previsão Tarifas 2001 11,3 11,5
Tarifas 2001 11,6
Previsão Tarifas 2002 11,7 12,0 12,4 12,8
Tarifas 2002 12,1 12,6 13,0
Previsão Tarifas 2003 12,0 12,5
Tarifas 2003 12,5
Previsão Tarifas 2004 12,4 12,9
Tarifas 2004 13,0
Previsão Tarifas 2005 12,9 13,4 13,9 14,5
Tarifas 2005 13,4
Previsão Tarifas 2006 13,7 14,4 15,1 15,7
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
13
Figura 2-5 - Fornecimentos em MAT/AT em Portugal continental
Real 5,4% 3,5% 1,0% 4,9% 0,4% 8,6% 6,0% 0,4% 10,3% 14,3%
Tarifas 1999 2,5% 1,7% 3,8% 2,4%
Previsão Tarifas 2000 2,4% 1,1% 1,4%
Tarifas 2000 2,5% 2,8%
Previsão Tarifas 2001 1,9% 0,7% 0,7%
Tarifas 2001 1,9% 0,7%
Previsão Tarifas 2002 1,4% -3,9% -0,6% -0,6% -0,7%
Tarifas 2002 1,7% -3,9% 0,0% 0,4%
Previsão Tarifas 2003 3,4% -1,6% 4,6%
Tarifas 2003 3,4% 4,6%
Previsão Tarifas 2004 3,3% 2,6% 2,8%
Tarifas 2004 3,3% 2,8%
Previsão Tarifas 2005 4,3% 5,3% 4,3% 3,9% 3,9%
Tarifas 2005 4,4% 4,3%
Previsão Tarifas 2006 5,7% 13,2% 5,0% 4,2% 3,6%
Tx. Média 1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04 2006/05 2007/06 2008/07
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
TWh
Real 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9 4,2 4,4 4,5 4,9 5,6
Tarifas 1999 3,8 4,0 4,1
Previsão Tarifas 2000 3,9 3,9
Tarifas 2000 4,0
Previsão Tarifas 2001 3,9 3,9
Tarifas 2001 3,9
Previsão Tarifas 2002 4,0 4,0 4,0 3,9
Tarifas 2002 4,1 4,0 4,1
Previsão Tarifas 2003 4,4 4,6
Tarifas 2003 4,6
Previsão Tarifas 2004 4,6 4,7
Tarifas 2004 4,7
Previsão Tarifas 2005 5,2 5,4 5,6 5,8
Tarifas 2005 5,4
Previsão Tarifas 2006 6,4 6,7 7,0 7,2
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
14
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 1995-1998, 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 2008.
Figura 2-6 - Perdas na Rede Nacional de Transporte
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
TWh
Real 0,77 0,70 0,60 0,60 0,66 0,68 0,71 0,72 0,74 0,68
Tarifas 1999 0,67 0,69 0,70
Previsão Tarifas 2000 0,68 0,69
Tarifas 2000 0,70
Previsão Tarifas 2001 0,70 0,72
Tarifas 2001 0,73
Previsão Tarifas 2002 0,73 0,74 0,77 0,77
Tarifas 2002 0,75 0,79 0,80
Previsão Tarifas 2003 0,72 0,77
Tarifas 2003 0,76
Previsão Tarifas 2004 0,75 0,73
Tarifas 2004 0,73
Previsão Tarifas 2005 0,71 0,78 0,79 0,79
Tarifas 2005 0,78
Previsão Tarifas 2006 0,66 0,69 0,69 0,69
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
15
Figura 2-7 – Taxa de Perdas na rede de transporte (Perdas na rede de transporte / emissão para a rede pública x 100)
1,3%
1,5%
1,7%
1,9%
2,1%
2,3%
2,5%
2,7%
Real 2,63% 2,27% 1,88% 1,78% 1,86% 1,79% 1,78% 1,76% 1,71% 1,49%
Tarifas 1999 1,92% 1,88% 1,86%
Previsão Tarifas 2000 1,91% 1,88%
Tarifas 2000 1,88%
Previsão Tarifas 2001 1,86% 1,86%
Tarifas 2001 1,86%
Previsão Tarifas 2002 1,86% 1,82% 1,80% 1,75%
Tarifas 2002 1,79% 1,80% 1,75%
Previsão Tarifas 2003 1,77% 1,79%
Tarifas 2003 1,78%
Previsão Tarifas 2004 1,78% 1,66%
Tarifas 2004 1,66%
Previsão Tarifas 2005 1,60% 1,69% 1,65% 1,59%
Tarifas 2005 1,69%
Previsão Tarifas 2006 1,40% 1,40% 1,35% 1,30%
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
16
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 2010.
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
17
Figura 2-8 - Perdas na rede de distribuição de Portugal continental
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
TWh
Real 2,45 2,65 2,57 2,76 2,76 2,88 3,19 2,95 3,26 3,45
Tarifas 1999 2,71 2,75 2,88 2,99
Previsão Tarifas 2000 2,81 2,92
Tarifas 2000 2,94
Previsão Tarifas 2001 2,52 2,88
Tarifas 2001 3,13
Previsão Tarifas 2002 3,04 3,19 3,33 3,48
Tarifas 2002 3,23 3,38 3,53
Previsão Tarifas 2003 3,15 3,30
Tarifas 2003 3,27
Previsão Tarifas 2004 3,20 3,35
Tarifas 2004 3,36
Previsão Tarifas 2005 3,38 3,50 3,64 3,79
Tarifas 2005 3,46
Previsão Tarifas 2006 3,54 3,64 3,76 3,91
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
18
Figura 2-9 - 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 100
7,0%
7,5%
8,0%
8,5%
9,0%
9,5%
10,0%
10,5%
Real 9,7% 9,9% 9,2% 9,3% 8,7% 8,6% 9,1% 8,2% 8,6% 8,6%
Tarifas 1999 9,0% 9,0% 9,0%
Previsão Tarifas 2000 9,0% 9,0%
Tarifas 2000 9,0%
Previsão Tarifas 2001 7,5% 8,4%
Tarifas 2001 9,0%
Previsão Tarifas 2002 8,7% 8,8% 8,9% 8,9%
Tarifas 2002 8,8% 8,8% 8,8%
Previsão Tarifas 2003 8,7% 8,7%
Tarifas 2003 8,6%
Previsão Tarifas 2004 8,6% 8,6%
Tarifas 2004 8,6%
Previsão Tarifas 2005 8,7% 8,7% 8,7% 8,7%
Tarifas 2005 8,6%
Previsão Tarifas 2006 8,5% 8,4% 8,3% 8,3%
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
19
2.2 REDE ELÉCTRICA NACIONAL – REN
2.2.1 ANÁLISE GLOBAL
A Figura 2-10 apresenta os custos e proveitos considerados pela REN para efeitos de regulação no
período 2000-2004 assim como os valores estimados para 2005 e previstos para o período 2006-2008.
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 2003. 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 2003.
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 2005.
É de referir que entre 2002 e 2004, a REN apresentou, para efeitos regulatórios, resultados operacionais
negativos, tendência que se prevê se mantenha até 2006. 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 2005.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
20
Figura 2-10 - Custos e proveitos operacionais da REN (preços correntes)
-600
400
1 400
2 400
3 400
106 E
UR
Resultados operacionais antes deajustamentos
-99,9 -55,4 169,8 178,9 -43,1 171,9 828,6 206,1 138,8
Acerto de desvios ocorridos em anosanteriores
200,0 150,3 -200,1 -282,8 -236,7 -362,7 -536,6 -16,0 0,0
Custos com a convergência tarifária(sobrecusto Regiões Autónomas)
0,0 0,0 0,0 54,3 68,5 76,3 76,3 76,3 76,3
Out. custos operacionais - Out.proveitos operacionais
39,7 28,9 35,5 25,2 47,7 52,7 57,9 59,7 60,8
Amortizações restantes da REN (líq. deamort. das comparticipações)
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 dehidraulicidade
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 1134,1
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004Real
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
Nota: Os encargos de energia não incluem os encargos relativos aos serviços auxiliares referidos nos CAE.
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
21
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 2008.
Figura 2-11 - Custos operacionais da REN sem custos da electricidade entrada (preços correntes)
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
180 000
103 E
UR
Restantes custos operacionais 10 500 6 692 10 885 7 912 11 453 13 206 10 427 10 661 10 903
Fornecimentos e serviços externos 23 453 19 287 18 180 19 910 21 387 26 606 29 575 30 284 31 011
Custos com o pessoal 28 925 30 057 31 759 33 377 29 553 30 815 31 853 32 703 33 579
Amortizações do exercício 66 480 68 959 69 934 74 616 76 270 78 213 85 975 96 401 102 288
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
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 2005. Este último aumento na actividade de GGS deve-se fundamentalmente aos
investimentos em edifícios.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
22
Figura 2-12 - Investimentos a custos técnicos (preços correntes)
37,665,1
96,2113,2
129,6
195,0 212,5 211,8 208,6
4,7 4,6 7,87,3 2,4 12,0 6,0 6,12,5
0,8
2,0
0,4
0,5
0,3
3,62,4 1,6 5,5
0
50
100
150
200
250
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
106 E
UR
Gestão Global do Sistema Transporte de Energia Eléctrica Aquisição de Energia Eléctrica
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
23
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
24
Figura 2-13 - Imobilizado líquido de amortizações e comparticipações (preços correntes)
504,0 489,6 474,3 458,2 442,2 422,9 409,6 395,3 385,0
642,9 673,9 763,6 823,9 895,31038,6
1196,41340,8
1479,1
48,549,951,651,142,344,251,959,151,2
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
106 E
UR
Aquisição de Energia Eléctrica Gestão Global do Sistema Transporte de Energia Eléctrica
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
25
2.2.2 ANÁLISE DESAGREGADA POR ACTIVIDADES
2.2.2.1 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 2004. 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 2005. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
26
Quadro 2-3 - Encargos com a aquisição de energia eléctrica estipulados nos CAE (preços correntes)
2003 2004 (1)
2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(4)
Evolução[(4)-(2)]/(2)
CPPE 1 176 1 193 1 222 2,4% 1 142 -6,5% 1 123 1 094 -10,5%
Tejo Energia 225 249 227 -9,0% 204 -10,0% 201 203 -10,7%
Turbogás (a) 265 295 354 20,2% 285 -19,6% 256 219 -38,2%Total 1 666 1 737 1 803 3,8% 1 631 -9,6% 1 580 1 516 -15,9%
Unidade: 106 EURVerificado Estimativa Previsões
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
2005. 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 2008. 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 2007.
Quadro 2-4 - Custos médios dos CAE (preços correntes)
2003 2004 (1)
2005(2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(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%
Verificado PrevisõesEstimativaUnidade: €/MWh
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
27
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 20052, 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 2005 - 2,1%; e as taxas de inflação
previstas pela REN para o período 2006-2008 - 2,1%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
28
Figura 2-14 - Custos de aquisição de energia eléctrica com os CAE (preços constantes de 2005)
741817
679
496
1 263 1 2211 124 1 101 1 087 1 064
1 948
1 774
1 597
358427
684
540601
1 2371 1731 200
1 515
2 038
1 422
1 8031 740
1 978
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
106 E
UR
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
29
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 2005. O IPC-H é de grande importância na determinação do encargo de potência,
principalmente no caso do encargo de potência da CPPE.
Quadro 2-5 - 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
2004. 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 2005.
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
2006. Registe-se o aumento previsto de 8,2% do encargo de potência da Turbogás, entre 2005 e 2008.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
30
Quadro 2-6 - Encargo de Potência (preços correntes)
2003 2004 (1)
2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(4)
Evolução[(4)-(2)]/(2)
CPPE 894 135 892 032 912 911 2,3% 922 200 1,0% 923 643 922 254 1,0%
Tejo Energia 155 574 154 425 108 611 -29,7% 95 626 -12,0% 100 173 100 702 -7,3%
Turbogás 99 097 102 097 102 679 0,6% 106 597 3,8% 110 721 111 135 8,2%
Total 1 148 806 1 148 554 1 124 201 -2,1% 1 124 423 0,0% 1 134 537 1 134 091 0,9%
Verificado PrevisõesEstimativaUnidade: 103 EUR
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 2005-2008, 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 2-7 - Custo dos combustíveis consumidos nos principais centros produtores termoeléctricos
(preços correntes)
2003 2004 (1)
2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(4)
Evolução[(4)-(2)]/(2)
Carregado fuelóleo (a) €/t - - 179,9 - 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%
Turbogás €/103 m3 188,3 186,2 228,6 23% 250,0 9% 243,4 238,2 4%
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%
Gás Natural
Carvão
Verificado Estimativa Previsões
Fuelóleo
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
31
Figura 2-15 - Custo variável unitário mensal da energia eléctrica emitida por combustível consumido
(preços correntes)
€/M
Wh
0
15
30
45
60
75
90
Jan-02
Mar-02
Mai-02
Jul-02
Set-02
Nov-02
Jan-03
Mar-03
Mai-03
Jul-03
Set-03
Nov-03
Jan-04
Mar-04
Mai-04
Jul-04
Set-04
Nov-04
Jan-05
Mar-05
Mai-05
Jul-05
Set-05
Nov-05
Jan-06
Mar-06
Mai-06
Jul-06
Set-06
Nov-06
Jan-07
Mar-07
Mai-07
Jul-07
Set-07
Nov-07
Jan-08
Mar-08
Mai-08
Centrais a Fuelóleo Centrais a Carvão Centrais a Gás NaturalVerificado/Previsto
AGC
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 2004. 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 2004. A REN prevê que o encargo de energia
unitário evolua em torno de 55 €/MWh a partir de meados de 2005. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
32
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 2005.
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 5 200 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
14 000 GWh.
A diminuição da energia eléctrica emitida é mais acentuada nas centrais que consomem fuelóleo, cuja
produção se aproxima de zero em 2007. Em 2002, a central de Setúbal produziu 1854 GWh, prevendo-
se 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 2003.
Quadro 2-8 - Energia eléctrica emitida pelas centrais térmicas
2003 2004(1)
2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(4)
Evolução[(4)-(2)]/(2)
CPPE 281 993 301 200 309 070 3% 219 774 -29% 199 261 171 915 -44%
Tejo Energia 69 073 94 759 118 230 25% 108 518 -8% 101 025 101 837 -14%
Turbogás 165 978 192 849 251 772 31% 178 309 -29% 145 350 107 948 -57%
Total 517 044 588 808 679 072 15% 506 601 -25% 445 636 381 700 -44%
Verificado Estimativa PrevisõesUnidade: 103 euros
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 2002. 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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
33
encargo de energia da diminuição da produção superam, largamente, as consequências do aumento
expectável dos custos dos combustíveis.
Quadro 2-9 - Encargo de Energia (preços correntes)
2003 2004(1)
2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(4)
Evolução[(4)-(2)]/(2)
CPPE 281 993 301 200 309 070 3% 219 774 -29% 199 261 171 915 -44%
Tejo Energia 69 073 94 759 118 230 25% 108 518 -8% 101 025 101 837 -14%
Turbogás 165 978 192 849 251 772 31% 178 309 -29% 145 350 107 948 -57%
Total 517 044 588 808 679 072 15% 506 601 -25% 445 636 381 700 -44%
Verificado Estimativa PrevisõesUnidade: 103 euros
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 seco4, 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 2-10 - Encargo de Energia corrigido da hidraulicidade (preços correntes)
Unidade: 103 EUR
2003 2004 (1)
2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
Verificado Estimativa
13%Encargo de Energia líquido da correcção de hidraulicidade
588 960 556 191 626 116
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 2004. 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 2006. 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 2005.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
34
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 2-11 - Encargo de Energia por unidade de energia eléctrica emitida (preços correntes)
Unidade: €/MWh
2003 2004 (1)
2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(4)
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%
Verificado Estimativa Previsões
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 2008. Esta figura salienta a diminuição prevista nos custos variáveis de produção
do conjunto das centrais com CAE, com excepção do segundo trimestre de 2007. Salienta-se que os
valores apresentados na Figura 2-16 até Março de 2005 correspondem a valores reais.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
35
Figura 2-16 - Encargos de energia unitários (valores mensais) (preços correntes)
15
20
25
30
35
40
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
€/M
Wh
2005 2006 2007 2008 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
36
Quadro 2-12 - Energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador regulado referido à emissão
2003 2004
(1)2005 (2)
Evolução[(2)-(1)]/(1)
2006(3)
Evolução[(3)-(2)]/(2)
2007 2008(4)
Evolução[(4)-(2)]/(2)
Energia eléctrica emitida térmica (a) 22 175 22 305 21 949 -2% 16 673 -24% 15 160 13 980 -36%
Energia eléctrica emitida hídrica líquida de bombagem (a) 13 499 8 334 6 936 -17% 9 734 40% 9 599 9 266 34%
Produção em regime especial (EDIA a partir de 2004) 3 587 4 586 6 880 50% 9 785 42% 11 871 13 882 102%
Importações - exportações de energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador Regulado -1 223 526 576 - 0 - 0 0 -
Parcela Livre 1 999 2 934 2 992 2% 3 020 - 3 055 3 096 -
Aquisição de energia eléctrica para consumo dos clientes do Comercializador Regulado referido à emissão 38 808 38 267 38 934 2% 39 203 1% 39 675 40 215 3%
Aquisição de energia eléctrica para consumo dos clientes não vinculados referido à emissão 4 252 7 233 8 499 17% 10 000 18% 11 500 13 000 53%
VerificadoUnidade:GWh
Estimativa Previsões
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 2008. 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 20065.
5 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 2008.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
37
Figura 2-17 - Aquisições a Produtores em Regime Especial e a EDIA (preços constantes de 2005)
0
200
400
600
800
1000
1200
106 E
UR
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
GW
h
Euros GWh
Euros 152 173 214 289 378 567 782 938 1092
GWh 2456 2536 2827 3587 4586 6880 9451 11871 13882
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Nota: Os valores dos PRE incluem a EDIA a partir de 2004
Fonte: REN, INE
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
38
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 20086. Os saldos
importadores de energia eléctrica reflectem principalmente as oportunidades de trocas comerciais com o
mercado espanhol.
Figura 2-18 - Importação - Exportação de energia eléctrica dos clientes do Comercializador regulado
-90
-70
-50
-30
-10
10
30
50
1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008
106 E
UR
-1500
-1000
-500
0
500
1000
GW
h
Importações - Exportações (Euros) Importações - exportações (GWh)
0
Fonte: REN
A Figura 2-19 sintetiza parte do referido anteriormente ao apresentar a evolução ocorrida e prevista do
preço médio7 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 2008. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
39
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
40
Figura 2-19 - Preço Médio Unitário de Aquisição de Energia Eléctrica pela REN (preços constantes de 2005)
60,060,359,959,9
54,0
55,9
50,1
56,754,9
78,779,0
82,782,480,6
62,1
75,7
68,2
82,4
66,966,365,9
55,555,757,0
64,2
59,3
52,8
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008
€/M
Wh
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
41
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
42
Figura 2-20 - Custos da Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (preços correntes)
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
-1 0 0 0 ,0
0 ,0
1 0 0 0 ,0
1
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 (-)*
102,7 106,6 110,7 111,1-1,5
118,2 101,0 108,0
102,1 111,3-32,6
157,1-34,4 148,1 162,3
892,0
154,4
912,9
108,6
922,2
95,6
923,6
100,2
922,3
100,7
1 001,5
107,4
171,9
830,1
145,6
199,3
178,3
309,1219,8
251,8192,9
301,2
94,8258,7
409,7
108,5
833,0
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2004 2005 2006 2007 2008
106 E
UR
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
43
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 2-21. Verifica-se que a rubrica com maior peso respeita às amortizações do imobilizado em
exploração, que se apresentam bastante estáveis.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
44
Figura 2-21 - Custos operacionais da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica excluindo os custos com a aquisição de energia eléctrica
(preços correntes)
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
103 E
UR
Restantes custos operacionais 209 141 77 5 410 64 66 68 73
Fornecimentos e serviços externos 3 482 1 814 1 553 1 902 2 053 2 306 2 394 2 451 2 510
Custos com o pessoal 3 068 3 282 3 089 3 207 2 914 3 104 3 216 3 302 3 391
Amortizações do exercício 16 344 16 491 16 596 16 666 16 630 15 848 15 806 15 857 15 781
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
45
2.2.2.2 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
46
Figura 2-22 - Custos de exploração da actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes)
6584
8282 79698720
6096
4655
7354 7780 7611
6660
5911 6317
6708
5840
6244
64696642 6820
32921920 1951
1946
20703113
3786
3877 3970
481
494
505 516
64-169-
1267-698-
1385-
-5 000
0
5 000
10 000
15 000
20 000
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
103 E
UR
Restantes custos operacionaisFornecimentos e serviços externosCustos com o pessoalAmortizações 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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
47
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 2-23 - Custos com a convergência tarifária
54 264
68 481
76 324 76 324 76 32476 324
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
80 000
90 000
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
103
Eur
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 4 350
milhões de euros correspondente à quota parte (19,5%) do valor da aquisição do edifício sede da REN,
imputada a esta actividade.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
48
Figura 2-24 - Investimentos a custos técnicos na actividade de Gestão Global do Sistema (preços correntes)
1776
314
1112 595
1169
497
4964
748
3371
1237
5626
5763 5904
354
10
16
1456905,6
1378,4
35506
140
16
230241216
3050
1691
3948
6071
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
103 E
UR
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
49
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 2003. 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 2006. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
50
Figura 2-25 - Custos transferidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica para a actividade de Gestão Global do Sistema
(preços correntes)
6,9 7,0 7,1 7,110,8 11,1 12,8 11,5 11,5 11,2 11,2 11,3 11,3
58,3 59,374,7 75,0 71,8 72,3 73,4 75,5
44,9
148,1
162,3
4,0 4,0 3,4 4,3 5,6
60,4
17,5
34,4-
111,3
157,1
26,1
72,2
-50
0
50
100
150
200
250
300
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
106 E
UR
Sobrecusto de aquisição a produtores em regime especialCusto da reserva giranteReguladores das centraisArranques
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
51
2.2.2.3 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 2008. O reforço do peso deste
custo resulta do aumento dos investimentos previstos na Rede Nacional de Transporte.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
52
Figura 2-26 - Custos de exploração da actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes)
40183 40769 4191345997
5008754102
59148
6891975051
1920120864
22353
2346220799
21467
22168
22759
23368
1556715553
14676
1606217264
21187
23395
23956
24531
1180
1154
1129
1124
813
96-
410
215-
1177
-10 000
10 000
30 000
50 000
70 000
90 000
110 000
130 000
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
103 E
UR
Amortizações do exercício Custos com o pessoalFornecimentos e serviços externos 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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
53
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 2008. 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 2004. 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 2004. 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 2-27 - Custo com compensação síncrona
1 082
1 364
1 272
811
951
719
932
1 373
697
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005REN
2006REN
2007REN
2008REN
10 3 E
ur
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
2005-2008, 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
54
Figura 2-28 - Investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes)
1 976 3 390 2 525
24 882 25 536
47 835
22700
2705361 483
81 69136 799
65 226
94 971
54 880
24731642
8 507 8 8029 017
1 502 1 0071 032
3 677
2 731 4 299
28 048
9 069 9 980 7 388
2 287
10 706403
1665
54 340
375
69 813
3611
1139
5 8192 430
129 950
93 923
61 407
33 858
127 704
618
-30 000
20 000
70 000
120 000
170 000
220 000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Ligação a novos centros produtores Ligação a produtores em regime especialInterligações Ligação a distribuidores vinculadosLigação a clientes directos Reforço interno da RNTRemodelação de protecções, automatismos e controlo Remodelação e substituição de equipamentos MAT e ATDiversos Compensação energia reactivaUpgrating
176 580
210 246209 633206 900
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
55
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
56
Figura 2-29 - Detalhe do investimento a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes)
2592342748
52575
95518115878 119525
137234
17687
34961
47714
66851 75129
78748
91821 8907968527
16881482 15192559185626421372 3651 2250
57925
16171
2314
5174
3461
1934 1642 1138
0
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
2 000 2 001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Imob. n/específico Subestações Linhas Equipamento acessório
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
57
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
58
Quadro 2-13 - Detalhe do Investimento específico a custos técnicos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes)
Transporte de Energia Eléctrica Unidade: 103 EUR
2006 - 2005
2005 2006
Diferença Variação Comentário
Ligação a grandes centros produtores 2 286,6 1 975,8 -310,8 -13,6%Central de Frades e Central a gás, ciclo combinado, no Ribatejo, 2.º grupo
Ligação a produtores em regime especial 10 705,5 24 881,6 +14 176,1 +132,4%
Abertura de subestações em “Vila Pouca de Aguiar” e “Penela”, ampliação da instalação de Carrapatelo e reforço de transformação em Bodiosa
Reforço da capacidade de interligação 403,2 1 665,0 +1 261,8 +312,9% Reforço de interligação na zona do Douro Internacional
Ligação à distribuição vinculada 54 340,4 61 483,2 +7 142,8 +13,1%
Criação dos injectores em “Trafaria”, Portimão e Macedo de Cavaleiros e linha a 400kV Falagueira-Estremoz
Clientes e modificações para terceiros 34,5 374,9 +340,4 +986,7% Electrificação da linha ferroviária da beira baixa (Fundão)
Reforço interno da RNT 65 225,7 94 971,0 +29 745,3 +45,6%
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
59
“Uprating” de linhas 28 048,3 9 068,5 -18 979,8 -67,7%“Uprating” de linhas nas zonas Sul, Setúbal e Alentejo, Douro Internacional e Interior Norte
Compensação de energia reactiva 3 677,4 2 731,1 -946,3 -25,7%Plano de compensação de reactiva
Remodelação de protecções, automatismos e controlo 3 610,5 2 472,9 -1 137,6 -31,5%
Remodelação de protecções, sistemas de controlo e serviços auxiliares
Remodelação e substituição de equipamentos MAT e AT 5 818,6 8 507,4 +2 688,8 +46,2%
Substituição e remodelação de equipamentos em subestações
Remodelação de outras infra-estruturas da RNT 2 429,6 1 501,7 -927,9 -38,2% Remodelação de outras infra-
estruturas
Total 176 580,4 209 633,1 +33 052,7 +18,7%
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
60
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
2.3.1 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 2002. 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 2000-2004, estimados para o ano de 2005 e
previstos até 2008. Na Figura 2-31 apresentam-se estes mesmos valores em termos percentuais. É
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
61
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 2004. 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 2008.
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
62
Figura 2-30 - Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (preços correntes)
188 755 213 218 201 549 205 312 217 805 307 443 330 967 337 143 343 78898 353 107 452 80 054 111 236 124 166
123 303 121 816 120 595 119 354253 489 259 473 257 576 269 180 274 310272 704 279 757 285 504 289 343
-20 627 -28 995 -25 562 -29 036 -31 785
402
-9 040
6 341
-12 276
338 256366 864 379 437
393 658 397 326336 639 336 268 340 580 343 470
-136 316 -147 744 -154 747 -173 099 -185 472 -182 594 -181 023 -181 436 -181 873
128 894145 642 154 295
171 732 186 095 202 221 218 117 233 608 251 448
-6 932
20 574 37 37026 720 844 8 774 2 512 8 448 6 031
-400 000
-200 000
0
200 000
400 000
600 000
800 000
1 000 000
1 200 000
1 400 000
1 600 000
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005EDP Dist
2006EDP Dist
2007EDP Dist
2008EDP Dist
103 E
UR
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
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
63
Figura 2-31 - Custos e proveitos operacionais do distribuidor vinculado (em percentagem)
22,4% 22,8% 21,7% 21,0% 22,2% 28,8% 30,1% 29,3% 29,7%
11,7% 11,5% 8,6% 11,4% 12,6%11,5% 11,1% 10,5% 10,3%
30,0%27,7% 27,6% 27,9%
25,5% 25,4% 24,8% 25,0%
0,6%
-1,1%
40,1% 39,2% 40,8% 40,3% 40,4% 31,5% 30,6% 29,6% 29,6%
-16,2% -15,8% -16,6% -17,7% -18,9% -17,1% -16,5% -15,8% -15,7%
15,3% 15,6% 16,6% 17,6% 18,9%18,9% 19,8% 20,3% 21,7%
2,7% 0,1%0,8% 0,2% 0,7% 0,5%
27,7%
-2,7%-3,1%-2,4% -3,0% -3,2%
0,0%
4,0%2,2%
-0,8%
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005EDP Dist
2006EDP Dist
2007EDP Dist
2008EDP 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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
64
A Figura 2-32 ilustra as mesmas rubricas, mas agora por unidade de energia eléctrica vendida pelo
distribuidor, a preços de 2005.
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 2008.
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 2008.
Os trabalhos para a própria empresa atingiram o seu maior peso no custo unitário total, superior
a 19%, em 2004.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
65
Figura 2-32 - Proveitos e custos unitários na distribuição (preços de 2005)
6,45 6,70 6,05 6,14 6,449,11 9,63 9,60 9,59
3,36 3,38 2,40 3,33 3,673,65 3,55 3,43 3,33
8,677,73 8,05 7,61
8,08 8,14 8,13 8,07
0,18
-0,34
11,56 11,5311,38
11,78 11,749,97 9,79 9,70 9,58
-4,66 -4,64 -4,64 -5,18 -5,48 -5,41 -5,27 -5,17 -5,07
4,41 4,584,63
5,14 5,505,99 6,35 6,65 7,010,80 0,020,26 0,07 0,24 0,17
8,16
-0,77-0,91-0,71 -0,87 -0,94
0,01
-0,26
1,120,65
-0,24
-10,00
-5,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005EDP Dist
2006EDP Dist
2007EDP Dist
2008EDP Dist
€ / M
Wh
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
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66
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 2-33 - Margem bruta unitária da distribuição (preços de 2005)
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
€ / M
Wh
Distribuição 41,48 36,79 31,17 33,21 38,00 34,48 34,63 34,87 35,03
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005EDP Dist
2006EDP Dist
2007EDP Dist
2008EDP 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
2003. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
67
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 1999-2008.
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
68
Figura 2-34 - Resultados operacionais da distribuição (preços de 2005)
226 598
174 522 168 550136 956
161 883202 717
248 376
30 581
17 19476 033
-38 623
13 271
172 759
80 392
214 281
295 029325 465
21 327
10 471
4 630
22 40225 541
266
6 607
-22 313 -12 965 -18 939-20 511
5 390
312 716
202 456217 792 192 678
246 631
213 623
153 548
114 400
375 421
498 223
-50 000
0
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
300 000
350 000
400 000
450 000
500 000
550 000
1999REAL
2000REAL
2001REAL
2002REAL
2003REAL
2004REAL
2005EDP Dist
2006EDP Dist
2007EDP Dist
2008EDP Dist
103 E
UR
Resultado Operacional da Distribuição Resultado Operacional da Comercialização de RedesResultado Operacional da Comercialização Resultado Operacional da Compra e Venda de Energia EléctricaResultado Operacional da Comercialização até 2000
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
69
O investimento na distribuição no período de 2000 a 2008 é apresentado na Figura 2-35.
Figura 2-35 - Investimento na Distribuição (preços correntes)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
106 E
UR
Linhas aéreas Cabos subterrâneos Iluminação públicaSubestações 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
70
Quadro 2-14 - Investimento na Distribuição
Unidade: 103 EUR
Distribuição de Energia Eléctrica 183 308 205 987 282 249 274 388 319 023 305 921 303 294 305 504 299 274
LINHAS AÉREAS 64 779 70 819 81 282 101 497 122 393 113 085 115 792 115 392 113 224
CABOS SUBTERRÂNEOS 44 355 50 095 52 830 52 589 69 602 61 630 60 796 63 574 62 379
ILUMINAÇÃO PÚBLICA 11 513 16 890 11 355 19 610 22 920 24 732 25 499 25 589 24 608
SUBESTAÇÕES 12 667 20 427 24 308 38 946 61 567 60 990 59 993 61 883 60 718
POSTOS DE CORTE E SECCIONAMENTO 14 259 16 630 14 657 23 938 26 180 25 776 23 020 23 339 22 904
EQUIPAMENTO INFORMÁTICO 35 311
OUTROS 35 735 31 126 62 506 37 808 16 360 19 708 18 194 15 727 15 441
Comercialização de Redes (s/ outros custos) 45 956 50 363 91 095 49 100 50 572 50 114 43 099 34 434 33 886
EQUIP. DE CONTAGEM E MEDIDA 45 956 50 363 57 849 49 100 50 572 50 054 43 039 34 374 33 826
EQUIPAMENTO INFORMÁTICO 33 246
OUTROS n.a. n.a. 60 60 60 60
4 713 4 078 -36 544 10 601 0 0 0 0 0
EQUIPAMENTO INFORMÁTICO 29 161
TOTAL A CUSTOS TÉCNICOS 233 977 260 428 365 961 334 089 369 595 356 035 346 393 339 938 333 160
TOTAL - EQ. INFORMÁTICO 233 977 260 428 268 243 334 089 369 595 356 035 346 393 339 938 333 160
TOTAL - EQ. INFORMÁTICO E DE CONTAGEM 188 021 210 065 210 394 284 989 319 023 305 981 303 354 305 564 299 334
2006 2007 2008Actividades
Outros custos de Comercialização no SEP ede Comercialização de Redes
20052000 2001 2002 2003 2004
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
2000-2008, está representada na Figura 2-36.
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
71
Figura 2-36 - Investimento a custos técnicos e comparticipações do distribuidor vinculado (preços de 2005)
461 409449 266 449 962 454 197 457 498
63 797
95 531
24% 23% 14% 13% 17%
453 220
407 390
334 326
368 472
16,6%16,4%16,2%15,9%15,3%14,3%12,9%21,1%18,4%
62 54661 32076 593
53 39661 34283 63480 639
21%14%14%14%
75 91974 43072 97171 54070 405
58 43958 36677 64861 543
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
300 000
350 000
400 000
450 000
500 000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
TOTAL A CUSTOS TECNICOS COMPARTICIPAÇÕES EM ESPÉCIE COMPARTICIPAÇÕES FINANCEIRAS
2.3.2 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 2008. 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%).
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
72
Figura 2-37 - Custos operacionais das actividades reguladas do distribuidor vinculado (preços correntes)
927 843
164 690 164 325
180 026 176 667188 663 195 272
199 329 196 867109 763122 250 121 889
133 524 134 380
949 321858 416 843 031
1 067 6821 055 5161 017 046996 750
126 548 133 189
129 4051 140 545
1 237 2741 149 654
1 235 751
1 398 9291 388 3691 334 2071 307 663
0
200 000
400 000
600 000
800 000
1 000 000
1 200 000
1 400 000
1 600 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Custos Operacionais - DEE Custos Operacionais - CR Custos Operacionais - C
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
73
2.3.2.1 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 2004. 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 2007.
Figura 2-38 - Diferença entre custos e proveitos operacionais
798 948
817 664805 868
815 065
817 871
763 545
793 402 786 205
879 829869 746
833 267
817 664
721 142704 210
752 236764 048
650 000
700 000
750 000
800 000
850 000
900 000
950 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
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 2001-2008.
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
74
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%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
75
Figura 2-39 - Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes)
77 804 55 097 86 397 98 147 97 521 99 120 98 228 97 324
128 848113 834
116 324 118 900 137 684 142 500 146 211 150 760
269 036281 862
296 499 284 696 254 001 251 425 254 913 257 177
206 723 213 403213 545 219 561 226 956 233 769 240 251 245 037
145 642 154 295
171 732 186 095 202 221 218 117 233 608 251 448
39 02642 41045 62247 91437 48040 71722 31328 062
26 91039 89526 49330 453
4 442
2 301 2 227
2 629858 416 843 031
927 843
996 750 1 017 0461 055 516
1 067 682
949 321
0
200 000
400 000
600 000
800 000
1 000 000
1 200 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o PessoalAmortizações Provisões Rendas de ConcessõesOutros Custos e Perdas Operacionais Série8
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
76
A estrutura dos custos operacionais da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica é apresentada na
Figura 2-40.
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 2008. 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 2-40 - Estrutura dos custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica
9,1%
6,5%
9,3%
10,3%
9,8%
9,7%
9,3%
9,1%
15,0%
13,5%
12,5%
12,5%
13,8%
14,0%
13,9%
14,1%
31,3%
33,4%
32,0%
30,0%
25,5%
24,7%
24,2%
24,1%
31,5%
32,5%
29,9%
30,0%
29,5%
29,8%
29,4%
29,5%
2,6%
4,4%
3,9%
4,8%
4,5%
4,0%
3,7%
17,0%
18,3%
18,5%
19,6%
20,3%
21,4%
22,1%
23,6%
3,3% 0,3%
0,3%
0,3%
0,5%
3,1%
2,6%
3,8%
2,5%
0% 20% 40% 60% 80% 100%
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o Pessoal Amortizações
Provisões Rendas de Concessões Outros Custos e Perdas Operacionais
2.3.2.2 ACTIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE REDES
Os custos operacionais na actividade de Comercialização de Redes para o período 2001 a 2008 são
apresentados na Figura 2-41. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
77
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 2008.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
78
Figura 2-41 - Custos operacionais na actividade de Comercialização de Redes (preços correntes)
29 648 24 853 24 812 25 963 25 782 22 696 22 367 22 030
21 341 26 854 32 899 31 521
68 949 81 063 83 047 84 715
57 262 57 51765 665 64 119
37 57237 509 38 130 38 556
50 939 42 685
49 296 58 70552 858
52 621 51 880 50 8805 495
12 166
7 2755 996 5 438
5 178 4 813 4 429
5 250
7986
6 8034 944 7 831 4 996
164 690 164 325
204 011 208 068 205 606
180 026
197 402
186 390
0
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Materiais Diversos Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o PessoalAmortizações Provisões Outros Custos e Perdas OperacionaisTotal dos Custos Operacionais
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
79
2.3.2.3 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 2004. 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 67 285 milhares de euros, em 2004, para cerca de 100 000
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 2008.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Portugal continental
80
Figura 2-42 - Custos operacionais na actividade de Comercialização (preços correntes)
63 029 60 862 56 08967 285
99 057 100 092 100 330 100 681
40 566 40 059
31 494
32 369
12 649 12 684 12 952 13 1472 164
3 762 2 872
1 811 5 7661 489
1 630
6 339
2 107 2 11221 080 30 60535 277 4 057
4 265 4 16214 368 15 5162 844
230
4 64917969
62126 548
134 380133 524
109 763
133 189
122 250129 405
121 889
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
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Fornecimentos e Serviços Externos Custos com o Pessoal Amortizações
Provisões Outros Custos e Perdas Operacionais Total dos Custos Operacionais
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
81
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 2005.
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 2005-2008.
Os acréscimos de consumos previstos pela EDA para 2005-2008 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 2005.
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 perdas8, que se reduziu de
13,9% em 1997 para 10,1% em 2004. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
82
Quadro 3-1 - Evolução da procura na RAA
Unidade: MWh
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EMISSÃO PARA A REDE DO SISTEMA PÚBLICO DA RAA 403 864 440 612 474 758 505 511 544 297 586 605 625 934 684 706 752 676 804 989 861 261 918 569(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 49 213 53 739 56 737 54 780 59 096 60 494 65 797 62 685 72 561 78 358 85 864 91 437(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] 0 0 0 0 0 341 880 1 498 1 638 1 750 1 868 1 992
= FORNECIMENTOS AO SISTEMA PÚBLICO DA RAA 354 651 386 873 418 021 450 731 485 201 525 770 559 257 620 523 678 477 724 881 773 529 825 140(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 233 895 249 240 264 987 284 425 307 807 329 968 362 442 395 841 425 065 454 053 482 714 514 750(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 120 756 137 633 153 034 166 306 177 395 195 802 196 815 224 682 253 412 270 828 290 815 310 390(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%
Proposta EDAJunho/2005RUBRICAS
Real
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
83
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 1997-2008. Da análise da figura verifica-se que a
estrutura de consumos manteve-se praticamente estável de 1997 a 2002. Em 2003 e 2004 devido a uma
reclassificação de consumos9 verifica-se um ligeiro acréscimo no peso dos fornecimentos em BT.
Figura 3-1 - Procura de electricidade na RAA
Estrutura
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1 000
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
GW
h
Fornecimentos em BT Fornecimentos em MTPerdas Distribuição + Consumos Próprios Emissão para a rede do SEPA
57,9% 56,6% 55,8% 56,3% 56,6% 56,3% 57,9% 57,8% 56,5% 56,5% 56,0% 56,0%
29,9% 31,2% 32,2% 32,9% 32,6% 33,4% 31,4% 32,8% 33,7% 33,8% 33,8% 33,8%
12,2% 12,2% 12,0% 10,8% 10,9% 10,4% 10,7% 9,4% 9,9% 9,7% 10,2% 10,2%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fornecimentos em BT Fornecimentos em MT Perdas Distribuição + Consumos Próprios
9 Os consumos de BTE estavam classificados em MT.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
84
CONSUMOS POR NÍVEL DE TENSÃO
A Figura 3-2 e Figura 3-3 mostram a evolução dos consumos por nível de tensão no período 1993-2008,
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 2008.
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 3-2 - Fornecimentos em BT na RAA
Real 7,8% 6,6% 6,3% 7,3% 8,2% 7,2% 9,8% 9,2%
Previsão Tarifas 2003 7,2% 7,6% 7,2%
Tarifas 2003 7,2% 7,2%
Previsão Tarifas 2004 6,9% 8,1% 4,3%
Tarifas 2004 7,0% 6,7%
Previsão Tarifas 2005 7,5% 8,8% 8,3% 6,4% 6,6%
Tarifas 2005 7,8% 8,3%
Previsão Tarifas 2006 7,4% 7,4% 7,0% 6,2% 6,6%
Tx. Média 1998/97 1999/98 2000/99 2001/2000 2002/2001 2003/2002 2004/2003 2005/2004 2006/2005 2007/2006 2008/2007
200
250
300
350
400
450
500
550
GW
h
Real 233,9 249,2 265,0 284,4 307,8 330,0 362,4 395,8
Previsão Tarifas 2003 331,1 354,9
Tarifas 2003 354,9
Previsão Tarifas 2004 356,6 372,0
Tarifas 2004 376,0
Previsão Tarifas 2005 394,2 426,7 453,9 483,9
Tarifas 2005 426,7
Previsão Tarifas 2006 425,1 454,7 482,7 514,8
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
85
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 3-3 - Fornecimentos em MT na RAA
Real 8,5% 14,0% 11,2% 8,7% 6,7% 10,4% 0,5% 14,2%
Previsão Tarifas 2003 9,6% 8,7% 8,6%
Tarifas 2003 9,6% 8,6%
Previsão Tarifas 2004 10,1% 6,3% 13,7%
Tarifas 2004 10,0% 9,7%
Previsão Tarifas 2005 8,0% 5,3% 9,5% 7,8% 6,8%
Tarifas 2005 8,2% 9,5%
Previsão Tarifas 2006 9,0% 12,8% 7,3% 6,9% 6,7%
Tx. Média 1998/97 1999/98 2000/99 2001/2000 2002/2001 2003/2002 2004/2003 2005/2004 2006/2005 2007/2006 2008/2007
100
150
200
250
300
350
GW
h
Real 120,8 137,6 153,0 166,3 177,4 195,8 196,8 224,7
Previsão Tarifas 2003 192,9 209,4
Tarifas 2003 209,4
Previsão Tarifas 2004 208,1 236,5
Tarifas 2004 235,9
Previsão Tarifas 2005 207,3 226,9 244,6 261,2
Tarifas 2005 226,9
Previsão Tarifas 2006 253,4 272,0 290,8 310,4
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
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
1997-2004, excepto em 2003. A EDA prevê para o período 2005-2008 uma taxa de perdas, na ordem de
grandeza dos 11%, valor ligeiramente superior ao ocorrido em 2004.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
86
Figura 3-4 - Perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
GW
h
Real 49 54 57 55 59 60 66 63
Previsão Tarifas 2003 63 69
Tarifas 2003 69
Previsão Tarifas 2004 68 74
Tarifas 2004 70
Previsão Tarifas 2005 73 78 84 90
Tarifas 2005 78
Previsão Tarifas 2006 73 78 86 91
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Figura 3-5 - Taxa de perdas nas redes de transporte e distribuição da RAA (perdas / fornecimentos a clientes do Sistema Público da RAA) x 100
10,0%
10,5%
11,0%
11,5%
12,0%
12,5%
13,0%
13,5%
14,0%
14,5%
Real 13,9% 13,9% 13,6% 12,2% 12,2% 11,5% 11,8% 10,1%
Previsão Tarifas 2003 12,0% 12,2%
Tarifas 2003 12,2%
Previsão Tarifas 2004 12,1% 12,1%
Tarifas 2004 11,5%
Previsão Tarifas 2005 12,1% 11,9% 12,1% 12,1%
Tarifas 2005 11,9%
Previsão Tarifas 2006 10,7% 10,8% 11,1% 11,1%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
87
3.2 EDA
3.2.1 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 2008. 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 2008. A diminuição do peso relativo desta rubrica deve-
se 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 2008.
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 2004. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
88
Figura 3-6 - Custos e proveitos operacionais da EDA (preços correntes)
9 445 8 15619 37113 106 16 115
29 426 33 510 38 67346 313
44 199 47 375
5 390
6 336 6 709 8 1599 788
8 279 6 823
10 914 9 121
14 293 12 727 11 78311 210
12 443 11 870
24 977 25 270
22 83527 095 28 238
27 97228 493 28 772
-8 296
11 86714 961
18 61019 567 20 620
7 667 6 948
18 15713 282
14 018
22 86724 251 21 284
10 374 18 5958 9506 205 9 325
5 910
171
314
-262
137
-575 -838 -687 -701-1 954-1 656-2 094 -1 603 -1 925 -1 385 -1 554 -1 690-6 415-9 626-6 490-7 430 -8 783 -9 256 -9 062
444434439
-348
429
86 94
429
10 184 10 962
16 818
-20 000
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
180 000
200 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Aquisição Energia Eléctrica CombustíveisMateriais Diversos FSEPessoal Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac.Prestações Serviços TPEProvisões líquidas das utilizações do exercício Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipaçõesRemuneração do activo
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
89
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
90
Figura 3-7 - Custos e proveitos unitários da EDA (preços de 2005)
12,0 14,0 22,1
30,2 33,155,0 55,1 57,0 62,3 54,8 53,9
12,013,2 10,3 7,8
25,1 18,7
26,7 20,9 17,415,1 15,4 13,5
57,5 51,9
42,644,6 41,6 37,6 35,3
32,8
-17,1 -13,3
23,422,2 24,6 25,0 24,2
23,5
17,614,3
21,9 30,8 30,024,2
15,517,418,414,3 23,0
13,611,1
11,8 11,0
-0,8-0,8-0,4
0,60,4
0,3
-1,1 -0,9-2,3-2,3-3,6-4,8 -3,3 -2,2 -2,1 -2,2-12,2-15,2-16,4 -12,9 -11,2 -7,3
0,60,20,2
0,7
-0,6
0,6 0,50,5
24,822,5
20,7
33,9
-50,0
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
€ / M
Wh
Aquisição Energia Eléctrica CombustíveisMateriais Diversos FSEPessoal Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac.Prestação de serviços TPEProvisões líquidas das utilizações do exercício Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipaçõesRemuneração do activo
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
91
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 3-8 - Margem bruta unitária da EDA (preços de 2005)
100,00
110,00
120,00
130,00
140,00
150,00
160,00
170,00
180,00
€/M
Wh
Margem Bruta Unitária 146,13 135,32 172,14 160,93 158,73 168,27 156,39 145,88
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
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 2008. 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 2003.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
92
Figura 3-9 - Custos operacionais das actividades reguladas da EDA (preços correntes)
38 651 42 364
57 23463 428
70 95081 335
87 995 92 68617 01519 050
19 477
22 715
23 314
23 689
24 80925 545
6 3636 531
6 629
7 830
7 567
7 562
7 7677 974
126 205
120 571
112 586
101 83193 973
83 340
67 945
62 028
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
AGS DEE CEE
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
93
O investimento da EDA é apresentado de modo desagregado na Figura 3-10. Em 2004, os investimentos
aumentaram cerca de 36%, devido essencialmente ao reforço do sistema electropodutor e substituição
de equipamento obsoleto, voltando a diminuir até 2007. Em 2008 a EDA prevê um novo aumento em
cerca de 27% face a 2006. 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 2007. Em 2006 a
EDA prevê que ocorra um quebra de cerca de 53% neste tipo de investimentos.
Figura 3-10 - Investimentos da EDA (preços correntes)
10 893
25 349
40 698
19 15312 130 12 310
27 3093 811
8 012
11 887
10 521
10 280 10 079
7 013
5 072
4 234
4 251
4 770
7 598 5 882
3 9141 224
3 796
3 143 16
15100
23
224
49
50
1 500
1 5001 449
1 676
1 295
1 103
1 224
6 139
1 111
182
40 728
31 964
38 62839 814
58 843
43 116
22 405
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Centros produtores Transporte e grande distribuição Pequena distribuição
Iluminação pública Outras imobilizações Estudos, projectos e outros
Fonte: EDA
3.2.2 ANÁLISE DESAGREGADA POR ACTIVIDADES
3.2.2.1 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 2001-2008, 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
94
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 2003.
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 2004. 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%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
95
Figura 3-11 - Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema (preços correntes)
8 950 9 445 8 156 10 37418 595 19 37113 106
15 49628 739 33 510 38 673
46 31344 199 47 375
10 689 11 066
9 75711 406
11 919
11 83112 393
12 493412
4 686
7 798
10 348
10 63611 314
4 113
9 482
3 514
11 252
11 664 8 096
6 205 9 325
619
687
6732 836
2 0461 727
3 048
1 8581 822
1 851
1 897
5 7763 232
3 8422 399
3 2802 5843 710
3 411
-116 -126 -438-187 -403 -597 -621 -637-668 -985 -1 270 -946 -1 102 -1 181 -1 213 -1 475-4 559 -1 076 -2 039-3 988 -1 024 -382 -2 099 -1 475
22
-23
5 137
9 219
5 688
9 724
3 659
-20 000
-10 000
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
80 000
90 000
100 000
110 000
120 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Aquisição Energia Eléctrica CombustíveisLubrificantes Materiais DiversosFSE PessoalOutros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac. Prestações ServiçosTPE Provisões líquidas das utilizações do exercícioAmortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Remuneração do activo
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
96
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 2002. 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 2005. 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 3-12 - Custos com a aquisição de combustíveis na EDA
9 140
17 900
25 486
30 732
37 71335 272
38 574
6 365
5 2815 460
7 124
5 907
6 502
6 3276 221
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
40 000
45 000
50 000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
uros
Custo fuelóleo EDA Apoio Fundo de garantia de Abastecimento Custo gasóleo
Valores verificados
Previsões
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
97
Figura 3-13 - Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais térmicas na produção total
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuelóleo Gasóleo Conjunto produção de origem térmica
Valores verificados Previsões
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
98
Figura 3-14 - Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAA e em Portugal continental
100
150
200
250
300
350
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Eur/t
S.Miguel_Caldeirão Terceira_Belo Jardim Pico_Pico
Faial_Santa Bárbara Fuelóleo Setúbal Conjunto EDA
Preço Europa (Subsidiado pelo FRAA)
Valores verificados Previsões
Fonte: EDA, REN
O menor crescimento previsto para o custo unitário do fuelóleo adquirido pela EDA é patente na Figura
3-15. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
99
Figura 3-15 - 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)
90
95
100
105
110
115
120
125
130
2003 2004 2005 2006 2007 2008
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
Valores verificados Previsões
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 2003. Esta figura apresenta
igualmente o custo unitário do gasóleo consumido nas centrais de Portugal continental em 2003 e em
200410. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
100
Figura 3-16 - Evolução do custo unitário do gasóleo em algumas centrais da EDA
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Eur
/kl
S. Maria_Aeroporto Terceira_Angra Corvo_Horta Funda Média EDA Média do gasóleo consumido nas centrais em Portugal continental
3.2.2.2 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 2001-2008. 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 2004. 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 2003.
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%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
101
Os custos com o pessoal, as amortizações e a remuneração do activo constituem as maiores parcelas
dos custos operacionais totais desta actividade.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
102
Figura 3-17 - Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes)
1 909 2 060 3 543 3 980 5 560 7 356 6 346 4 8503 060 3 6357 523 6 713 5 180
5 494 5 4415 235
9 098 10 339
9 686 11 473 12 16711 901 12 054
12 148323
116
280
-2 145 -1 908-6 826 -5 990 -6 131 -8 029 -6 778 -4 750
-91
27
5 0425 251
5 8406 650 7 004
7 513 8 1228 437
3 1062 961
8 258 3 727
10 58211 521 12 428 13 026
-16-18-192-123
181
-386-471 -478-314 -383-380-360-309
2842
-10 000
-5 000
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
40 000
45 000
50 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Materiais Diversos FSE
Pessoal Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac.
Prestações Serviços TPE
Provisões líquidas das utilizações do exercício Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações
Remuneração do activo
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
103
3.2.2.3 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 2007.
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma dos Açores
104
Figura 3-18 - Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (preços correntes)
747 1 002 748 610
2 046 2 255
3 0603 430
3 323 3 3173 160 3 224
4 220 3 865
3 392
4 2164 152 4 240
4 046 4 131
-726 -594 -881 -1 227 -1 141 -1 215-185 -190
-11
574
595 749
809 869448 328
417
-169 -78
94
159 162
76492 282 75-48
207160
-5 -49 -48-49-36 -93-147 -177 -130 -92 -95 -94-106
22 89451
339
513
-2 000
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Materiais Diversos FSE
Pessoal Outros Custos Operac. - Outros Proveitos Operac.
Prestações Serviços TPE
Provisões líquidas das utilizações do exercício Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações
Remuneração do activo
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
105
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 2008. 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 perdas11 verificada para o período compreendido entre 1997e 2004 apresenta uma tendência
decrescente, apesar da taxa mais baixa se ter verificado em 2003. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
106
Quadro 4-1 - Evolução da procura na RAM
Unidade: MWh
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EMISSÃO PARA A REDE DO SISTEMA PÚBLICO DA RAM 482 070 523 144 562 980 607 470 685 908 732 328 773 238 834 442 893 528 956 811 1 024 590 1 091 844(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 64 000 55 244 61 030 57 760 73 074 67 519 56 996 71 075 76 072 81 420 87 146 92 831(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] 0 0 0 0 693 794 771 826 884 947 1 013 1 080
= FORNECIMENTOS A CLIENTES DO SISTEMA PÚBLICO DA RAM 418 070 467 900 501 950 549 710 612 141 664 015 715 471 762 541 816 572 874 444 936 431 997 933(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 337 740 377 070 408 450 444 750 492 970 530 054 570 940 590 408 632 118 676 782 724 610 772 080(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 80 330 90 830 93 500 104 960 119 171 133 961 144 531 172 133 184 454 197 662 211 821 225 853(Variação média anual) 13,1% 2,9% 12,3% 13,5% 12,4% 7,9% 19,1% 7,2% 7,2% 7,2% 6,6%
Proposta EEMJunho/2005RUBRICAS
Real
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 2008. 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 2004-2008, representando em 2008,
20,7% dos fornecimentos de energia eléctrica da EEM.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
107
Figura 4-1 - Procura de electricidade na RAM
ESTRUTURA
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
GW
h
Fornecimentos em BT Fornecimentos em MT
Perdas Distribuição + Consumos Próprios Emissão para a rede do SEPM
70,1% 72,1% 72,6% 73,2% 71,9% 72,4% 73,8% 70,8% 70,7% 70,7% 70,7% 70,7%
16,7% 17,4% 16,6% 17,3% 17,4% 18,3% 18,7% 20,6% 20,6% 20,7% 20,7% 20,7%
13,3% 10,6% 10,8% 9,5% 10,8% 9,3% 7,5% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fornecimentos em BT Fornecimentos em MT Perdas Distribuição + Consumos Próprios
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
108
CONSUMOS POR NÍVEL DE TENSÃO
As figuras seguintes apresentam a evolução dos consumos por nível de tensão no período 1997-2008,
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 2005-2008 um crescimento mais
moderado nos fornecimentos em BT, quando comparado com o crescimento médio anual verificado
entre 1997 e 2004. 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 4-2 - Fornecimentos em BT na RAM
Real 8,3% 11,6% 8,3% 8,9% 10,8% 7,5% 7,7% 3,4%
Previsão Tarifas 2003 9,4% 9,0% 8,0%
Tarifas 2003 9,4% 8,0%
Previsão Tarifas 2004 8,7% 7,0% 7,0%
Tarifas 2004 8,7% 7,0%
Previsão Tarifas 2005 8,0% 7,0% 6,5% 6,0% 6,0%
Tarifas 2005 8,5% 6,5%
Previsão Tarifas 2006 7,8% 7,1% 7,1% 7,1% 6,6%
Tx. Média 1998/97 1999/98 2000/99 2001/2000 2002/2001 2003/2002 2004/2003 2005/2004 2006/2005 2007/2006 2008/2007
200
300
400
500
600
700
800
GW
h
Real 337,7 377,1 408,5 444,8 493,0 530,1 570,9 590,4
Previsão Tarifas 2003 537,3 580,3
Tarifas 2003 580,3
Previsão Tarifas 2004 567,2 606,9
Tarifas 2004 606,9
Previsão Tarifas 2005 610,9 650,6 689,7 731,1
Tarifas 2005 650,6
Previsão Tarifas 2006 632,1 676,8 724,6 772,1
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
A taxa de crescimento dos fornecimentos em MT prevista pela EEM para o período 2005-2008 apresenta
semelhante evolução descrita anteriormente para os fornecimentos em BT. A previsão para Tarifas 2006
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
109
apresenta taxas de crescimento anuais em torno dos 7% para o período 2005-2008 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 2005. O crescimento verificado
entre 2003 e 2004 (+19,1%) terá contribuído significativamente para o movimento atrás descrito.
Figura 4-3 - Fornecimentos em MT na RAM
Real 11,5% 13,1% 2,9% 12,3% 13,5% 12,4% 7,9% 19,1%
Previsão Tarifas 2003 9,7% 9,0% 8,0%
Tarifas 2003 9,7% 8,0%
Previsão Tarifas 2004 9,8% 7,7% 7,0%
Tarifas 2004 9,8% 7,0%
Previsão Tarifas 2005 8,7% 7,0% 6,5% 6,0% 6,0%
Tarifas 2005 9,4% 6,5%
Previsão Tarifas 2006 9,9% 7,2% 7,2% 7,2% 6,6%
Tx. Média 1998/97 1999/98 2000/99 2001/2000 2002/2001 2003/2002 2004/2003 2005/2004 2006/2005 2007/2006 2008/2007
80
110
140
170
200
230
GW
h
Real 80,3 90,8 93,5 105,0 119,2 134,0 144,5 172,1
Previsão Tarifas 2003 129,9 140,3
Tarifas 2003 140,3
Previsão Tarifas 2004 144,3 154,4
Tarifas 2004 154,4
Previsão Tarifas 2005 154,6 164,7 174,6 185,0
Tarifas 2005 164,7
Previsão Tarifas 2006 184,5 197,7 211,8 225,9
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
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 2008.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
110
Figura 4-4 - Perdas nas redes de transporte e distribuição na RAM
Fornecimentos a clientes do Sistema Público da RAM
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
GW
h
Real 418 468 502 550 612 664 715 763
Previsão Tarifas 2003 667 721
Tarifas 2003 721
Previsão Tarifas 2004 711 761
Tarifas 2004 761
Previsão Tarifas 2005 766 815 864 916
Tarifas 2005 815
Previsão Tarifas 2006 817 874 936 998
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Perdas nas redes de distribuição
45
55
65
75
85
95
105
GW
h
Real 64 55 61 58 73 68 57 71
Previsão Tarifas 2003 73 79
Tarifas 2003 79
Previsão Tarifas 2004 73 78
Tarifas 2004 78
Previsão Tarifas 2005 72 78 82 86
Tarifas 2005 78
Previsão Tarifas 2006 76 81 87 93
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Taxa de perdas nas redes de distribuição
7,0%
8,0%
9,0%
10,0%
11,0%
12,0%
13,0%
14,0%
15,0%
16,0%
Real 15,3% 11,8% 12,2% 10,5% 11,9% 10,2% 8,0% 9,3%
Previsão Tarifas 2003 11,0% 11,0%
Tarifas 2003 11,0%
Previsão Tarifas 2004 10,3% 10,3%
Tarifas 2004 10,3%
Previsão Tarifas 2005 9,5% 9,5% 9,5% 9,4%
Tarifas 2005 9,5%
Previsão Tarifas 2006 9,3% 9,3% 9,3% 9,3%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
111
4.2 EEM
4.2.1 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 2008.
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 2008.
Em 2004, o custo com combustíveis e lubrificantes apresenta um crescimento de cerca de 23% face a
2003. 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 2004.
Os custos com a aquisição de energia eléctrica crescem à taxa média anual de 9,8% entre 2001 e 2008.
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 2008.
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 2008. 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 2008. 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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
112
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 2008.
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 2005. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
113
Figura 4-5 - Custos e proveitos operacionais da EEM (preços correntes)
10 602 12 649 18 084 18 353 19 756 20 198 20 299 20 398
27 361 23 75725 551 33 062
40 458 43 082 45 630 47 757
10 1629 822 11 654 11 337 12 035
25 097 25 74627 113
30 78431 174
32 334 33 261 34 259
16 682
16 99319 116
20 91123 566
6 0444 6276 231
7 5587 1686 774
6 405
700
3 3931 949220
-135-132-129-105-235-76 -127-15 912 -17 784 -15 664 -14 307
-6 955 -3 227 -5 978-13 303
648
295352344
612575541
396
20 580
13 982 14 556
14 470
14 463
15 08016 608 18 480
17 643
13 32311 124
-20 000-10 000
010 00020 00030 00040 00050 00060 00070 00080 00090 000
100 000110 000120 000130 000140 000150 000160 000170 000180 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Aquisição de energia eléctrica Custo das mercadorias vendidas e consumidas
FSE Pessoal
Outros custos operac. - Outros proveitos operac. Prestação de serviços
TPE Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício
Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Remuneração do activo implícita
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
114
Figura 4-6 - Custos e proveitos unitários da EEM (preços de 2005)
24,6 24,2 22,6 20,8 19,2
49,9 38,6 37,3 44,3 49,5 48,2 46,7 45,0
13,6 12,0 13,0 11,6 11,3
39,638,2 36,2
34,0 32,3
25,5
23,7 21,119,4
18,5 18,618,9
19,4
21,6 25,8 22,320,8 21,4
21,4 22,2
26,420,619,3
8,811,4
7,5
41,2
41,8
45,87,17,3
7,67,80,45,03,2
0,9
-0,1-0,1-0,1-0,2-0,1-0,3-0,1
-19,5-17,8 -16,0-13,5-12,7
-5,2 -8,7-19,9
0,60,6
0,60,70,5
0,40,6
0,6
20,3
-25
0
25
50
75
100
125
150
175
200
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
€/M
Wh
Aquisição de energia eléctrica Custo das mercadorias vendidas e consumidas
FSE Pessoal
Outros custos operac. - Outros proveitos operac. Prestação de serviços
TPE Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercício
Amortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Remuneração do activo implícita
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
115
Na Figura 4-7 é apresentada a evolução da margem bruta unitária da EEM entre 2001 e 2008. 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 4-7 - Margem Bruta unitária da EEM (preços de 2005)
40,00
45,00
50,00
55,00
60,00
65,00
70,00
75,00
80,00
85,00
90,00
95,00
100,00
€/M
Wh
Margem Bruta Unitária 78,42 85,29 78,45 64,74 60,13 58,36 56,98 56,10
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
116
Figura 4-8 - Custos operacionais das actividades reguladas da EEM (preços correntes)
49 761 51 76359 320 64 165
70 885 74 251 78 90984 286
20 493 21 538
21 77822 351
28 62830 900
33 62535 711
6 6287 032
7 6407 997
7 6848 162
8 455
8 797
128 794120 990
113 313107 197
88 737
80 33376 882
94 512
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
AGS DEE CEE
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
117
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 2003. 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 2005. 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 2008.
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 2006. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
118
Figura 4-9 - Investimentos da EEM (preços correntes)
6 3971 713
13 665
25 602
17 51014 770
7 759
2 252
5 229
18 087
18 137
16 436
10 999
4 604
2 5404 866
8 685
10 473
8 759
7 917
8 171
10 020
2872 106
900
300
970
740
165
50
368
650
730
2 105
943
2 130
483
23
355
810
160
3 060
225
258
193
105
2 309
160
1 111
1 0791 355
1 090
748
328
440
525
36 841
44 56243 736
57 390
22 272
6 286
10 419
30 345
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Sistema de Produção Rede de Transporte Rede de DistribuiçãoOutras Obras Informática Equipamentos de ServiçosServiço de Inspecção e Aparelhagem de Medida
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
119
4.2.2 ANÁLISE DESAGREGADA POR ACTIVIDADES
4.2.2.1 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 2001-2008.
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 2004. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
120
Figura 4-10 - Custos operacionais na Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Gestão do Sistema (preços correntes)
12 64918 353 19 756 20 198 20 299 20 398
21 643 20 35520 690
25 50030 654 33 227 36 979 40 701
1 7921 807
1 843
6 768 7 403
7 9588 930
9 2119 571
9 83010 124
-404 -560 -485
7 179
7 0697 706
8 784
8 045
9 486
9 0769 764
9 79110 826
18 08410 602
1 822
1 770
1 6731 1371 348
2 030
1 9081 987
1 651 1 6402 053
1 9501 991
484
1 312
842220
506
503
474484
-454-133 -375-170-463
405
193
225221
348
263
3823657 188
7 770
7 526
7 6466 900
10 224
-10 000
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
80 000
90 000
100 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
Aquisição de Energia Eléctrica Combustíveis e lubrificantesMateriais Diversos FSEPessoal Outros custos operac. - Outros proveitos operac.TPE Provisões de clientes líquidas das utilizações do exercícioAmortizações líquidas de amortiz. das comparticipações Remuneração do Activo Implícita Prestações Serviços
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
121
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 4-11 - Custos com combustíveis
37 43134 00030 543
19 012 19 34623 827 28 015
602
408 343
1 317
1 385
1 458
1 597
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
40 000
45 000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
uros
Custo Fuelóleo Custo Gasóleo
Valores verificadosPrevisões
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 2007. 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 2006.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
122
Figura 4-12 - Evolução do peso da produção de energia eléctrica das centrais a fuelóleo na produção total
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Valores verificados Previsões
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 2004. 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
123
Figura 4-13 - Evolução do custo unitário do fuelóleo consumido na RAM e em Portugal continental
50
100
150
200
250
300
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EUR
/t
Fuelóleo Madeira Fuelóleo Porto Santo Fuelóleo Setúbal
Valores verificados Previsões
Fonte: EEM, REN
O menor crescimento dos custos unitários de aquisição do fuelóleo na Madeira relativamente a Portugal
continental é patente na Figura 4-14. 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%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
124
Figura 4-14 - Evolução do custo do fuelóleo na Madeira e em Portugal continental, base 100, 2000
80
90
100
110
120
130
140
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuelóleo Madeira Fuelóleo Setúbal
Valores verificados Previsões
Fonte: EEM, REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
125
4.2.2.2 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 2001-2008.
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%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
126
Figura 4-15 - Custos operacionais na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica (preços correntes)
5 598 7 278 7 309 6 085 4 433
7 112 6 708 8 470 8 087 8 720
12 87612 764
13 304
15 779 16 09916 665 17 142 17 654
7 1316 528
6 9388 316 9 486 10 382
5 007
6 912
7 529
12 139
4 308 2 216 3 1393 3642 457
4 110
6 7476 3405 946
259
1 625882
-33
-12 677-13 980-16 243-14 371-6 492 -5 792
-12 923
-3 094
204190172157
104
80100
96 6 2906 2955 629
10 5268 805
6 9923 999
-135-132-129
-127
-235
-105
-76
-20 000
-10 000
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
127
4.2.2.3 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 2008. 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%.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Região Autónoma da Madeira
128
Figura 4-16 - Custos operacionais na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica (preços correntes)
779
1 234 1 260 1 285
5 453 5 579 5 8516 075
5 864 6 098 6 289 6 481
9531 223 1 288 1 414388547 594
601
75762 50 49 143 758754
1 207
6275314701 063
-57-44
33 225456
-65 -53-49
-1 145-1 087-5
-1 124-1 136
40
2727
22 3035 38 39
620649
583
756427
225
284
271
-2 000
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
103 E
UR
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
-15
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
129
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 2004-2008, 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.
5.1.1 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 N2-01 - Balanço de energia eléctrica
Pre 4 567,7 GWh
Pre não facturada mas incluída nas vendas - 85,9 GWh
Pre não facturada mas incluída nos consumos - 17,9 GWh
Quadro N2-07 - 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
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
130
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: 4 463 964 MWh, com a energia recebida da EDIA
(central do Alqueva) de: 100 424 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
131
EDIS Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2004
Térmicas Cogeração (euros) 10 339 212,37 16 297 146,29 7 261 949,67 11 166 518,21 10 963 177,45 10 256 428,56 9 842 050,59 12 022 937,11 10 112 242,31 13 510 665,24 12 031 913,01 12 624 775,92 136 429 016,73 (energia, MWh) 134 380,29 208 204,98 99 087,81 144 584,11 144 723,01 128 416,63 120 114,85 141 861,31 126 463,13 158 129,81 137 283,64 149 975,11 1 693 224,67
Térmicas Clássicas 3 559 146,43 950 701,75 4 562 151,72 3 854 733,67 3 869 756,06 1 535 972,00 2 582 711,22 3 777 285,80 2 852 401,26 3 621 962,86 2 921 865,65 1 953 170,52 36 041 858,94(energia) 44 368,61 13 481,33 53 951,79 46 147,40 46 240,60 23 111,27 29 688,74 49 636,29 35 525,75 45 099,10 37 795,83 20 113,78 445 160,47Hídricas 16 194 630,10 7 980 345,25 6 487 754,83 4 662 022,31 4 660 947,35 2 311 830,98 -683 593,38 -410 576,82 1 650 357,85 567 341,51 9 375 194,24 6 738 236,13 59 534 490,35(energia) 200 905,16 101 494,68 81 564,29 59 179,75 59 080,69 28 181,37 -7 843,65 -5 457,37 21 125,89 7 013,69 121 987,43 81 662,84 748 894,76Eólicas 3 133 612,99 5 382 010,41 1 066 966,71 4 554 575,94 2 849 135,12 2 997 948,04 2 339 086,71 3 501 849,95 4 711 939,46 1 005 375,45 7 429 904,16 3 508 991,25 42 481 396,19
(energia) 50 120,09 50 872,86 10 464,95 51 536,49 32 787,41 31 619,67 25 335,88 38 656,65 43 670,75 16 989,60 86 091,95 51 788,27 489 934,56Fotovoltaicas 0,00 439,68 253,20 297,24 458,58 383,73 388,67 479,07 308,37 218,75 -293,97 910,78 3 844,10
(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) 33 226 601,89 30 610 643,38 19 379 076,13 24 238 147,37 22 343 474,56 17 102 563,31 14 080 643,81 18 891 975,11 19 327 249,25 18 705 563,81 31 758 583,09 24 826 084,60 274 490 606,31
Energia Total (MWh) 429 774,15 374 054,30 245 069,48 301 448,30 282 832,57 211 329,64 167 296,52 224 697,76 226 786,09 227 232,59 383 158,31 303 541,49 3 377 221,20
REN Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2 004,00
Térmicas Cogeração 1 239 071,95 2 433 021,31 2 006 447,68 2 320 204,99 2 219 279,78 437 466,54 2 917 673,39 2 956 552,39 3 000 403,47 3 363 667,57 3 868 230,71 8 476 118,87 35 238 138,65 (energia) 16 915,74 32 044,26 27 355,66 31 363,62 30 383,58 6 258,39 36 926,84 39 549,57 5 926,37 59 920,85 77 038,42 118 733,60 482 416,89
Térmicas Clássicas 3 441 457,78 3 010 625,72 2 989 961,01 3 161 663,33 1 214 867,76 1 057 295,32 2 606 974,07 3 024 171,13 2 569 972,49 3 055 849,52 647 834,63 3 218 492,21 29 999 164,97 (energia) 46 722,58 41 498,48 41 331,00 43 453,68 17 963,13 14 474,82 35 917,15 41 086,20 35 648,44 41 708,09 9 763,37 43 147,61 412 714,53Hídricas 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 0,00Eólicas 2 549 901,18 1 706 341,05 2 040 913,29 1 689 605,83 1 382 294,96 1 241 173,36 1 088 974,19 1 932 408,51 1 379 829,26 3 464 016,14 2 967 994,62 4 432 420,32 25 875 872,71
(energia) 28 354,49 19 359,29 22 974,85 19 132,34 15 590,02 13 896,75 12 108,95 14 408,33 22 855,14 37 333,27 35 713,98 53 647,90 295 375,30Fotovoltaicas 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) 7 230 430,91 7 149 988,08 7 037 321,98 7 171 474,15 4 816 442,50 2 735 935,22 6 613 621,65 7 913 132,03 6 950 205,22 9 883 533,23 7 484 059,96 16 127 031,40 91 113 176,33
Energia Total (MWh) 91 992,81 92 902,03 91 661,51 93 949,63 63 936,73 34 629,96 84 952,93 95 044,10 64 429,94 138 962,21 122 515,77 215 529,11 1 190 506,72
TOTAL - PREs (euros) 40 457 032,80 37 760 631,46 26 416 398,11 31 409 621,52 27 159 917,06 19 838 498,53 20 694 265,46 26 805 107,14 26 277 454,47 28 589 097,04 39 242 643,05 40 953 116,00 365 603 782,64ENERGIA TOTAL - PREs (MWh) 521 766,96 466 956,33 336 730,99 395 397,94 346 769,30 245 959,60 252 249,45 319 741,86 291 216,04 366 194,79 505 674,07 519 070,60 4 567 727,92
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
132
5.1.2 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: Unid: milhares de euros AEE GGS TEE Total Fornec e Serviços Externos 13 149 162Custos Extraordinários ( desm. de linhas)
646 646
Total 13 795 808
Relatório de execução do PPQA p 7 (v/ refª CA 143/2005)
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
133
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 197 600 euros
relativa a custos internos
Manutenção do SGA
“Trabalho de 2 licenciados júnior” 98 800 euros
Implementação do EMAS
“ Trabalho de 2 licenciados júnior” 98 800 euros
Em resumo:
Custos apresentados no Relatório Sumário 808
Custos de integração paisagística 78
Custos de “ licenciado júnior” 198
Total 1 084
5.1.3 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?
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
134
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” 2 852 mil euros,
e no Balanço (Provisões conta 29 - 1 584 mil euros e conta 28 - 1 268 mil euros = 2 852 mil euros) estão
correctos.
O mapa 10 está incorrectamente preenchido pelo que se envia nova versão corrigida:
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
135
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
136
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
137
5.2 EDP DISTRIBUIÇÃO
Da análise dos valores enviados pela EDP Distribuição, referentes ao período 2005-2008, 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 2004.
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.
5.2.1 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
138
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 1,9 1 0 0 5,7Grupo EDP 0 30 17,1 7,8 2,5 57,4
Totais 2,8 31,9 18,1 7,8 2,5 63,1
5.2.2 COMPATIBILIZAÇÃO DOS VALORES DOS CUSTOS COM INTERRUPTIBILIDADE
Justificação da diferença de valor enviados pela EDP Distribuição, de 30 398 milhares de euros, e pela
REN, que envia um valor de 29 567 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 830 111, 12 € foi debitada à REN pelo doc. 2806028459 de 21/01/2005.
5.2.3 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
139
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 2004.
Regularizações nas Provisões activas
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE -6 537 6 970 433Credes 0CSEP 3 805 -86 882 83 156 79
Total 3 805 -93 419 90 126 512
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE -749 -2 111 -2 354 -5 214Credes -240 517 277CSEP 32 420 4 361 4 813
Total -717 -1 931 2 524 -124
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE -749 -8 648 4 616 -4 781Credes 0 -240 517 277CSEP 3 837 -86 462 87 517 4 892
Total 3 088 -95 350 92 650 388
Provisões para Outros Devedores
Total das Provisões Activas
Provisão Clientes Cobrança Duvidosa:
Imobilizado em Integração Compensado – Apresentando um saldo de 7 709 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.
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140
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 2004.
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141
Regularizações nas Provisões passivas
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 10 336 -422 -4 941 4 973Credes -253 3 080 -1 864 963CSEP -116 -977 -5 132 -6 225
Total 9 967 1 681 -11 937 -289
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 655 -1 296 -2 455 -3 096Credes -27 184 -593 -436CSEP 1 529 3 213 3 743
Total 629 -583 165 211
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 10 991 -1 718 -7 396 1 877Credes -280 3 264 -2 457 527CSEP -115 -448 -1 919 -2 482
Total 10 596 1 098 -11 772 -78
Outras provisões para riscos e encargos
Total de Provisões passivas
Provisão para actos médicos
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).
5.2.4 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
142
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).
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
143
Regularizações de Imobilizado
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 41 13 4 58Credes -3 -69 -275 -347CSEP -2 -18 -167 -187
Total 36 -74 -438 -476
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 6 24 -29 1Credes -1 -1CSEP 0
Total 6 24 -30 0
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 11 949 152 -5 895 6 206Credes 120 3 265 -6 790 -3 405CSEP 965 -2 965 100 -1 900
Total 13 034 452 -12 585 901
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE -18 -2 -20Credes 0 0CSEP 0
Total 0 -18 -2 -20
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE -2 449 -742 761 -2 430Credes 930 930CSEP -433 -507 1 550 610
Total -2 882 -1 249 3 241 -890
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 9 547 -571 -5 161 3 815Credes 117 3 196 -6 136 -2 823CSEP 530 -3 490 1 483 -1 477
Total 10 194 -865 -9 814 -485
Imobilizado em curso específico
Imobilizado em curso não específico
Total de regularizações
Imobilizado não específico
Imobilizado específico
Imobilizado Incorpóreo
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144
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
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 23 43 62 128Credes -1 -16 -65 -82CSEP -1 -4 -40 -45
Total 21 23 -43 1
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 5 4 218 -4 223 0Credes 0 0CSEP 0
Total 5 4 218 -4 223 0
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 4 593 -234 -2 307 2 052Credes -99 1 120 -2 645 -1 624CSEP 94 -498 -165 -569
Total 4 588 388 -5 117 -141
Unidade: 103 EUR
AT MT BTE/BTN Total
DEE 4 621 4 027 -6 468 2 180Credes -100 1 104 -2 710 -1 706CSEP 93 -502 -205 -614
Total 4 614 4 629 -9 383 -140
Amortização do Imobilizado Incorpóreo
Amortização do Imobilizado não específico
Total regularizações das amortizações acumuladas
Amortização do Imobilizado específico
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145
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 01.01.2005 foi feita a regularização contabilística.
5.2.5 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).
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
146
DEE AT MT BT TotalA Mapas de provisões (exclui PAR)
(+) Aumento 4 016 13 387 22 127 39 530(-) utilização 1 361 4 525 7 426 13 312(=) variação 2 655 8 862 14 701 26 218
B Mapas de provisões (variação das provisões do PAR)(+) utilizações (mapa de provisões) (E ) 873 5 789 10 429 17 091(+) regularizações (anulação do saldo de 2003) -123 -658 -1 036 -1 817(=) Total de reduções 750 5 131 9 393 15 274
C Total da Variação (A) - (B) 1 905 3 731 5 308 10 944
D Demonstração de resultados(+) Provisões 3 743 12 351 20 038 36 132(-) Redução de provisões 1 912 8 834 14 840 25 586(=) variação 1 831 3 517 5 198 10 546
Diferença (C - D) 74 214 110 398
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 PassivasPAR 15 923 95 246 161 785 272 954Actos médicos e outras 31 014 100 918 153 952 285 884
558 838Valores do balançoOutras 273 626 -672Provisão para pensões e actos médicos 285 211 673
558 837
No balanço, quadro N1-02, em “Outras Provisões” inclui para além do PAR (272 954), 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).
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
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Credes NT BTE BTN TotalA Mapas de provisões (exclui PAR)
(+) Aumento 1 335 854 3 807 5 996(-) utilização 469 306 1 331 2 106(=) variação 866 548 2 476 3 890
B Mapas de provisões (variação das provisões do PAR)(+) utilizações (mapa de provisões) (E ) 544 323 4 348 5 215(+) regularizações (anulação do saldo de 2003) -61 -42 -271 -374(=) Total de reduções 483 281 4 077 4 841
C Total da Variação (A) - (B) 383 267 -1 601 -951
D Demonstração de resultados(+) Provisões 1 335 854 3 807 5 996(-) Redução de provisões 974 608 5 160 6 742(=) variação 361 246 -1 353 -746
Diferença (C - D) 22 21 -248 -205
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 PassivasPAR 8 891 5 657 56 881 71 429Actos médicos e outras 11 462 7 420 32 275 51 157
122 586Valores do balançoOutras 71 511 -82Provisão para pensões e actos médicos 51 074 83
122 585
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).
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148
CSEP NT BTE BTN TotalA Mapas de provisões (exclui PAR)
(+) Aumento 4 177 596 9 553 14 326(-) utilização 5 765 1 009 13 659 20 433(=) variação -1 588 -413 -4 106 -6 107
B Mapas de provisões (variação das provisões do PAR)(+) utilizações (mapa de provisões) (E ) 173 88 2 979 3 240(+) regularizações (anulação do saldo de 2003) -24 -11 -163 -198(=) Total de reduções 149 77 2 816 3 042
C Total da Variação (A) - (B) -1 737 -490 -6 922 -9 149
D Demonstração de resultados(+) Provisões 2 578 79 1 399 4 056(-) Redução de provisões 4 328 574 8 110 13 012(=) variação -1 750 -495 -6 711 -8 956
Diferença (C - D) 13 5 -211 -193
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 PassivasPAR 3 135 1 525 37 445 42 105Actos médicos e outras 3 616 2 045 26 459 32 120
74 225Valores do balançoOutras 47 833 -5 728Provisão para pensões e actos médicos 26 393 5 727
74 226
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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
149
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:
AT MT BT TotalN1-11x-DEE
Aumentos Exercício 0 PAR 16.796 101.035 172.214 290.045 Reclassific 16.796 101.035 172.214 290.045 Custo Ano 0 0 0 0
Reduções Exercício PAR 873 5.789 10.429 17.091 Reclassific 873 5.789 10.429 17.091 Proveito Ano 825 5.343 9.504 15.672
DEE
AT MT BTE BT TotalN1-12x-CR
Aumentos Exercício 0 PAR 567 8.868 5.980 61.229 76.644 Reclassific 567 8.868 5.980 61.229 76.644 Custo Ano 0 0 0 0 0
Reduções Exercício 0 PAR 22 522 323 4.348 5.215 Reclassific 22 522 323 4.348 5.215 Proveito Ano 22 479 302 3.830 4.633
CR
AT MT BTE BT TotalN1-13x-CSEP
Aumentos Exercício 0 PAR 462 2.846 1.613 40.424 45.345 Reclassific 462 2.846 1.613 40.424 45.345 Custo Ano 0 0 0 0 0
Reduções Exercício 0 PAR 28 145 88 2.979 3.240 Reclassific 28 145 88 2.979 3.240 Proveito Ano 26 137 83 2.605 2.851
CSEP
5.2.6 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
150
Unidade: 103 EUR
Nível de tensão 2003 ERSE 2004 EDP Distribuição (Maio 2005)
2005 EDP Distribuição (Junho 2005
AT 48 389 4 886 40 342
MT 324 650 14 568 337 354
BT 520 846 759 560 570 557
Total 893 885 911 013 948 252
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 2004. O valor total de 911 013 m€ deve ser
repartido por nível de tensão da seguinte forma:
URD AT 42 121,7 m€
URD MT 334 046,7 m€
URD BT 534 845,0 m€
5.2.7 OUTROS PROVEITOS DIFERIDOS NA ACTIVIDADE CSEP
Necessidade de saber a que se deve o saldo de 149 693 mil euros de outros proveitos diferidos na
actividade CSEP, sendo que em 2003 este saldo era de apenas 11 206 mil euros.
RESPOSTA DA EDP DISTRIBUIÇÃO
O saldo de 149 693 m€ está assim repartido: Prestações Conta Certa = 149 693 m€; outros proveitos
diferidos = 12 m€.
Em 2003 as Prestações Conta Certa, no valor de 101 096 m€, foram incluídos em outros acréscimos e
diferimentos.
5.2.8 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
151
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 2005-2008”, 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 2004.
DEE AT MT BT Total
Activo regulatórioS.Inicial 7 633 40 847 64 334 112 814Reformas e FSE [1] 9 933 64 308 114 369 188 610Indemnizações [2] 1 514 4 927 7 516 13 957S. final 19 080 110 082 186 219 315 381
Credes NT BTE BTN Total
Activo regulatórioS.Inicial 3 787 2 606 16 850 23 243Reformas e FSE [1] 6 030 3 637 46 079 55 745Indemnizações [2] [3] 585 379 1 649 2 613S. final 10 402 6 622 64 578 81 601
CSEP NT BTE BTN Total
Activo regulatórioS.Inicial 1 479 682 10 134 12 295Reformas e FSE [1] 1 978 1 000 31 312 34 290Indemnizações [2] 149 96 1 174 1 419S. final 3 606 1 778 42 620 48 004
Notas:
[1] Apurado como a diferença entre os aumentos do ano (mapa de provisões) e o saldo final de 2003.
[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 2005-2008, apurando-se as seguintes diferenças.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
152
DEE Credes CSEP Total p. 84 Dif. p. 17 Dif.
(1) (2) (3) (4) = (1) +(2)+(3) (5) (6) = (4) - (5) (7) (8) = (4) - (7) (9)=(5) - (7)
Activo regulatório
S.Inicial 112 814 23 243 12 295 148 352 148 352 0 148 352 0 0
Reformas e FSE [1] 188 610 55 745 34 290 278 645 275 165 3 480 278 645 0 -3 480
Indemnizações [2] 13 957 2 613 1 419 17 989 20 051 -2 062 20 333 -2 344 -282
S. final 315 381 81 601 48 004 444 986 443 568 1 418 447 331 -2 345 -3 763
Total das actividades reguladas informação previsional Dif. valores EDP Distribuição
relatório sumário
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 6985001000 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+2,1.
5.2.9 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:
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
153
PAR 2003 - 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 2004 - 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.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
154
5.2.10 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:
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
155
5.3 EDA
Da análise dos valores enviados pela EDA, referentes ao período 2005-2008, de acordo com o
Regulamento Tarifário, surgiram algumas dúvidas cujo esclarecimento foi solicitado. Em particular
solicitou-se o esclarecimento dos seguintes aspectos:
Redução do montante de prestações de serviços previsto pela EDA para tarifas 2004 e ao
relativamente ao ocorrido em 2003.
Imputaçãodas comparticipações à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica.
5.3.1 PRESTAÇÕES DE SERVIÇOS
1) Verifica-se uma redução do montante de prestações de serviços, em cerca de 53%
relativamente ao previsto pela EDA para tarifas 2004 e de cerca de 28% relativamente ao valor
ocorrido em 2003. A ERSR pretendia saber aual a justificação para este decréscimo.
2) Esta rubrica inclui essencialmente proveitos relativos a serviços regulados, nomeadamente
leituras extraordinárias, serviços de interrupção e de restabelecimento do fornecimento de
energia eléctrica. Será que não seria mais correcto imputar a totalidade do montante à actividade
de Comercialização de Energia Eléctrica, em vez de repartir estes proveitos por actividade em
função das “tarifas aditivas”?
RESPOSTA DA EDA
1) O valor previsto para 2004 em 2003, ( € 2.956.034), foi efectuado com base no valor estimado para
2003, enviado à ERSE em 13 de Junho de 2003 e corresponde a um acréscimo de 2,7% relativamente
à estimativa para 2003. O valor estimado para 2004 em 2004, ( € 1.973.322), enviado à ERSE em 15 de
Junho de 2004, foi efectuado com base no valor realizado em 2003 ( € 1.925.192) traduzindo-se num
acréscimo de 2,5% relativamente a 2003.
Ao nível dos montantes contabilizados na conta de Prestação de Serviços, a execução de ramais MT e
BT assume valores significativos, podendo contribuir para que ocorram oscilações significativas de um
ano para outro.
2) Conforme referido anteriormente a execução de ramais de MT e BT, assume valores significativos,
sendo esta tarefa executada pela Distribuição. Assim, não nos parece correcto afectar a totalidade dos
proveitos à actividade de Comercialização. Porém poderemos rever a forma de repartição da rúbrica
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
156
de Prestação de serviços, no âmbito do projecto de "unbundling contabilísitico", a fim de se efectuar a
repartição mais adequada daqueles proveitos a cada actividade.
5.3.2 COMPARTICIPAÇÕES
Para tarifas 2004 a EDA previa comparticipações no montante de 2,8 milhões de euros dos quais 2,3
milhões de euros eram imputados à actividade de Distribuição de Energia Eléctrica. Verifica-se que nos
valores enviados relativamente a 2004, para além do montante de comparticipações ter sido apenas de
2,2 milhões de euros, o mesmo foi imputado na totalidade à actividade de Distribuição de Energia
Eléctrica.
RESPOSTA DA EDA
O valor de 2 777 mil€ assenta numa estimativa de recebimentos de subsídios, sendo 1 277 mil€
resultantes de Comparticipações comunitárias e 1 500 mil€ resultante de Comparticipações de
particulares. Em 2004, ao nível do Balanço, no que se refere à conta de Proveitos Diferidos/Subsídios ao
Investimento, os valores foram repartidos tendo em conta o peso estimado do Imobilizado directo de
cada uma das Actividades no total.
Assim, os subsídios estimados foram imputados a cada Actividade, de forma a equilibrar os mapas de
movimento de Subsídios constantes da Norma 9 (Valor inicial + Comparticipações do Ano -
Amortizações = Saldo final).
No ano de 2004 as comparticipações recebidas foram imputadas na totalidade à Actividade da
Distribuição, por se tratarem de Subsídios para financiar investimentos ao nível das Redes (2 188 912 €).
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
157
5.4 EEM
Da análise dos valores enviados pela EEM, referentes ao período 2005-2008, de acordo com o
Regulamento Tarifário, surgiram algumas dúvidas cujo esclarecimento foi solicitado. Em particular
solicitou-se o esclarecimento dos seguintes aspectos:
5.4.1 TRABALHOS PARA A PRÓPRIA EMPRESA
Tendo em vista analisar a evolução dos custos de exploração da EEM entre 2005 e 2008 e, à
semelhança do efectuado em anos anteriores, solicitamos o envio dos TPE por actividade desagregados
por natureza, ou seja, no formato idêntico ao que é efectuado para o último ano real (Quadro N10-13).
RESPOSTA DA EEM
Unidade: euros
2006 2005 2006 2005 2006 2005
Materiais Diversos 21 600 38 342 6 095 592 6 090 387 606 530 611 962Fornecimentos e Serviços Externos - - 6 339 403 4 622 586 - -Custos com pessoal 382 483 415 171 3 808 331 3 658 480 529 714 475 379Conservação Diferida - - - - - -Produção Interna de Materiais - - - - - -Encargos Financeiros Imputados ao Investimento - - - - - -Outros - - - - - -
Total 404 083 453 513 16 243 326 14 371 453 1 136 244 1 087 341
EEM -Trabalhos para a Própria Empresa
Rubricas AGSRAM DEERAM CEERAM
Unidade: euros
2008 2007 2008 2007 2008 2007
Materiais Diversos - - 3 169 527 4 846 400 624 726 606 530Fornecimentos e Serviços Externos - - 6 500 639 5 911 330 - -Custos com pessoal 484 802 560 435 3 007 055 3 222 165 519 838 517 628Conservação Diferida - - - - - -Produção Interna de Materiais - - - - - -Encargos Financeiros Imputados ao Investimento - - - - - -Outros - - - - - -
Total 484 802 560 435 12 677 221 13 979 895 1 144 564 1 124 158
EEM -Trabalhos para a Própria Empresa
Rubricas AGSRAM DEERAM CEERAM
5.4.2 INVESTIMENTOS
Em concordância com a Norma Complementar N.º 16 emitida pela ERSE, a EEM enviou o seu plano de
investimento para o período compreendido entre 2005 e 2008.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
158
Contudo, por se ter perdido a metodologia apresentada pela EEM para os anos anteriores e que
estiveram na base dos valores apurados para 2001-2004, vimos solicitar a vossa colaboração no sentido
de confirmarem se os valores entretanto apurados pela ERSE estariam coerentes com os valores
compreendidos entre 2001 e 2004. Mais concretamente, a nossas dúvidas encontram-se
esquematizadas nos seguintes pontos:
Que valores referentes a "estudos - rede de transporte e rede de distribuição" são afectos a cada rede?
As obras "remodelação e construção do Parque de Materiais e Armazém - Porto Santo" ou "construção
de muros de suporte e protecção de tubagens na CTV" (Quadro N6-13 - Orçamento de investimento não
específico previsto) são afectos à rubrica "outras obras"?
Junto enviamos o ficheiro com os valores apurados pela ERSE e para os quais solicitávamos a vossa
confirmação.
RESPOSTA DA EEM
“Os estudos a que faz referência, dizem respeito a estudos realizados pela EEM para a sua rede de
Transporte (MT) incluídos na actividade DEE. Estes estudos são realizados pela Empresa, por forma a
permitir o correcto planeamento da expansão da sua rede de Transporte.
As obras "remodelação e construção do Parque de Materiais e Armazém - Porto Santo" ou "construção
de muros de suporte e protecção de tubagens na CTV" (Quadro N16-13 - Orçamento de investimento
não específico previsto) são afectos à rubrica "outras obras"?
As obras referidas, apesar de acessórias aos equipamentos das centrais, são absolutamente
necessárias ao seu bom funcionamento. Tendo em consideração a estrutura da N16, estas obras podem
ser afectas á rubrica "outras obras", não deixando no entanto de estar incluídas na actividade AGSRAM.
A razão para a inclusão, por parte da EEM, destas rubricas na N16-13/14 e não na N16-03, prende-se
com o facto de estas obras serem classificadas na conta POC 422 (Edifícios e outras construções),
rubrica essa que só existe na N16-14, no entanto pertencem ainda e sempre à actividade AGSRAM.
Quanto ao ficheiro com os valores apurados pela ERSE, seguidamente apresentamos os nossos
comentários. Importa salientar que, a EEM procedeu á verificação de todos os valores enviados pela
ERSE de 2002 a 2008 inclusive. Os dados referentes a 2001 por já se encontrarem guardados em
backup informático a sua acessibilidade é mais difícil. Contudo caso a ERSE entenda como
absolutamente necessário esta informação de suporte pode ser recuperada o que naturalmente implicará
o dispêndio de mais algum tempo para verificação por parte da EEM.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
159
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
160
Notas:
1- Apesar de o valor destas duas rubricas somado estar correcto, não nos foi possível confirmar o valor
exacto de cada uma das rubricas individualmente, para o realizar, necessitamos do respectivo detalhe
utilizado pela ERSE.
2- A diferença em 2004, de 574 milhares de euros entre o valor apresentado pela ERSE (no quadro
acima) na rubrica informática e o quadro da Norma N16-14 rubrica equipamentos administrativos / dos
quais informático enviado pela EEM, deve-se á reclassificação efectuada pela ERSE dos valores
referentes ao Sistema de informação geográfico e planeamento da rede. A rubrica equipamentos
administrativos/dos quais informático do quadro N16-14, inclui o equipamento informático considerado
pela EEM como equipamento administrativo, o qual não inclui o referido sistema que foi classificado pela
EEM na rubrica N16-14 na rubrica “Outro imobilizado corpóreo” uma vez que na nossa contabilidade foi
registado como equipamento básico (conta POC 423). Assim não podendo considerar este equipamento
como administrativo, a EEM optou pela sua inclusão na rubrica “Outro imobilizado corpóreo”.”
5.4.3 COMBUSTÍVEIS
Por forma a se poder aplicar o artigo 92º do Regulamento Tarifário publicado em 31 de Agosto passado
solicita-se, com a brevidade possível, o envio dos custos unitários com fuelóleo, estimado para 2005 e
previstos para 2006-2008, desagregados por custos unitários de aquisição, custos com descarga, custos
com armazenamento e custos de transporte inter-ilhas.
RESPOSTA DA EEM
“A informação agora solicitada já tinha sido solicitada em 29 de Junho”.
E-mail de 29 Junho:
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161
Custo médio unitário (CIF)
Quantidades consumidas
t/kl
Custo total anualEur Quant lt Quant Kg
MadeiraFuelóleo Eur/t 227,5350 114 389 26 027 497 116 012 764 lt 114 388 585 KgGasóleo Eur/kl 465,4871 2 150 1 000 995 2 150 425 ltÓleo Eur/kl 836,4145 1 349 1 128 386 1 349 075 lt
28 156 878
Porto SantoFuelóleo Eur/t 243,5032 8 161 1 987 230 8 276 923 lt 8 161 046 KgGasóleo Eur/kl 390,0267 985 384 261 985 216 ltÓleo Eur/kl 2041,5564 61 125 403 61 425 lt
2 496 893
Região AutónomaFuelóleo Eur/t 228,5983 122 550 28 014 727 124 289 687 lt 122 549 631 KgGasóleo Eur/kl 441,7775 3 136 1 385 256 3 135 642 ltÓleo Eur/kl 888,8966 1 410 1 253 788 1 410 500 lt
30 653 772
2005
Custo médio unitário (CIF)
Quantidades consumidas
t/kl
Custo total anualEur Quant lt Quant Kg
MadeiraFuelóleo Eur/t 232,5422 121 820 28 328 296 123 550 048 lt 121 820 347 KgGasóleo Eur/kl 475,7278 1 868 888 536 1 867 740 ltÓleo Eur/kl 854,8157 1 437 1 228 134 1 436 723 lt
30 444 966
Porto SantoFuelóleo Eur/t 248,8643 8 898 2 214 394 9 024 536 lt 8 898 193 KgGasóleo Eur/kl 398,6073 1 074 428 186 1 074 206 ltÓleo Eur/kl 2086,4707 67 139 738 66 973 lt
2 782 319
Região AutónomaFuelóleo Eur/t 233,6533 130 718 30 542 690 132 574 584 lt 130 718 540 KgGasóleo Eur/kl 447,5685 2 942 1 316 722 2 941 946 ltÓleo Eur/kl 909,6725 1 504 1 367 871 1 503 697 lt
33 227 284
2006
Custo médio unitário (CIF)
Quantidades consumidas
t/kl
Custo total anualEur Quant lt Quant Kg
MadeiraFuelóleo Eur/t 232,5413 135 829 31 585 850 137 757 432 lt 135 828 828 KgGasóleo Eur/kl 475,7278 2 083 990 711 2 082 517 ltÓleo Eur/kl 854,8157 1 602 1 369 360 1 601 936 lt
33 945 922
Porto SantoFuelóleo Eur/t 248,8508 9 702 2 414 350 9 839 435 lt 9 701 683 KgGasóleo Eur/kl 398,6073 1 171 466 851 1 171 205 ltÓleo Eur/kl 2086,4707 73 152 356 73 021 lt
3 033 557
Região AutónomaFuelóleo Eur/t 233,6286 145 531 34 000 200 147 596 867 lt 145 530 511 KgGasóleo Eur/kl 447,9676 3 254 1 457 562 3 253 722 ltÓleo Eur/kl 908,5105 1 675 1 521 716 1 674 957 lt
36 979 479
2007
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
162
Custo médio unitário (CIF)
Quantidades consumidas
t/kl
Custo total anualEur Quant lt Quant Kg
MadeiraFuelóleo Eur/t 232,5420 149 747 34 822 463 151 873 483 lt 149 747 254 KgGasóleo Eur/kl 475,7278 2 296 1 092 230 2 295 914 ltÓleo Eur/kl 854,8157 1 766 1 509 679 1 766 087 lt
37 424 372
Porto SantoFuelóleo Eur/t 248,8631 10 480 2 608 085 10 628 982 lt 10 480 176 KgGasóleo Eur/kl 398,6073 1 265 504 312 1 265 186 ltÓleo Eur/kl 2086,4707 79 164 581 78 880 lt
3 276 979
Região AutónomaFuelóleo Eur/t 233,6095 160 227 37 430 548 162 502 465 lt 160 227 430 KgGasóleo Eur/kl 448,3285 3 561 1 596 542 3 561 100 ltÓleo Eur/kl 907,4742 1 845 1 674 261 1 844 968 lt
40 701 351
2008
NOVO PEDIDO EFECTUADO PELA ERSE:
Esta informação, já recebida em 29 de Junho, não responde totalmente ás necessidades do presente
regulamento tarifário uma vez que o valor do custo unitário de aquisição de fuelóleo, a considerar para
efeito de cálculo dos proveitos da AGS, passou a ser aceite de forma autónoma relativamente aos
restantes custos de descarga, armazenamento e transporte até a central de produção.
RESPOSTA DA EEM:
“As projecções enviadas pela EEM para o período 2005 a 2008, foram preparadas antes da entrada em
vigor dos novos regulamentos, tendo a Empresa projectado os custos com o combustível fuelóleo,
assumindo um custo global médio, não tendo sido desta forma projectados autonomamente os
“restantes custos”, tais como: transporte, logística, armazenamento, comerciais, handling, etc.
Em concordância com as boas práticas contabilísticas aplicáveis à EEM, e de acordo com os critérios de
valorimetria mencionados no POC, considera-se como custo de aquisição de um bem a soma do
respectivo preço de compra com os gastos suportados directa ou indirectamente para o colocar no seu
estado actual e no local de armazenagem. Desta forma, o racional implícito nas projecções para o
período 2005 a 2008, assume que o preço médio global dos combustíveis em 2005, estaria em linha com
o preço médio à data da realização das projecções, sendo actualizado à taxa de inflação estimada, ou
seja, cerca de 2,2% para 2006, e manter-se-ia nos anos de 2007 e 2008 nos níveis do ano anterior.
Assim, por forma a determinar o valor do custo unitário de aquisição de fuelóleo e os “restantes custos”,
em conformidade com o solicitado pela ERSE, a EEM procedeu ao cálculo dos “restantes custos” e por
diferença apurou um custo unitário de aquisição de fuelóleo. Seguidamente apresentamos informação
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
163
detalhada, que pretende esclarecer a Entidade Reguladora, na análise dos custos com combustíveis
previstos para o período compreendido entre 2005 e 2008.
Relativamente aos dados apresentados em seguida, é no nosso entendimento importante salvaguardar
os seguintes aspectos:
- No último trimestre de 2004, a EEM deu inicio ao processo de consulta para aquisição de combustíveis
para abastecimento das suas centrais termoeléctricas (Central Térmica da Vitória e do Porto Santo),
antes ainda da entrada em vigor do novo regulamento de tarifário. Este processo foi concluído com a
celebração de um contrato com a GALP, no passado mês de Maio de 2005, com vínculo válido para os
próximos 5 anos. Neste âmbito e ao abrigo deste novo contrato, a GALP passou a assegurar o
fornecimento de combustíveis às centrais termoeléctricas da EEM como fornecedor único, situação que
não se verificava anteriormente, uma vez que o fornecimento à Central Térmica da Vitória era
assegurado pela REPSOL (anteriormente SHELL) e relativamente à Central Térmica do Porto Santo era
abastecida pela GALP. Deste contrato resulta ainda uma evidente diminuição dos spreads aplicáveis
pelo fornecedor de combustíveis beneficiando o consumidor final de energia. O reflexo positivo deste
novo contrato torna-se mais visível a partir do ano de 2006, uma vez que parte do exercício de 2005 (até
Abril) é abrangido pelos anteriores contratos. Ainda no âmbito deste novo contrato, as condições e preço
de abastecimento de fuelóleo, às centrais térmicas da Vitória e do Porto Santo são semelhantes, à
excepção do handling que no caso do Porto Santo e por razões naturais é calculado de forma diferente
sendo por isso relativamente mais caro.
- No novo contrato celebrado com a GALP, o custo de transporte até aos portos do Funchal ou do Porto
Santo (Ex-Work e CIF- porto) é fixado em USD, tendo a EEM assumido um câmbio USD/EUR = 1,2,
sendo de destacar que, qualquer que seja a variação neste câmbio tem uma influência directa no custo
de transporte, simultaneamente a Empresa não tem capacidade de estimar a relação de câmbio entre as
moedas EUR e USD.
- Assumimos ainda que a descarga do fuelóleo é efectuada na Praia Formosa, através da infra-estrutura
actual de armazenagem e expedição, no entanto apesar de existirem projectos para a desactivação
desta infra-estrutura a data para a sua concretização ainda não está definida.
A estrutura do preço de aquisição do fuelóleo por cada uma das Centrais da EEM é apresentada como
segue:
a) Central Térmica da Vitória:
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
164
2005 2006 2007 2008
Preço Mercados Internacionais (Platts) 179,61 187,92 187,92 187,92
Custos incorridos pela EEM relativos a: transporte até ao porto do Funchal, custos financeiros e custos com o handling
47,92 44,62 44,62 44,62
227,53 232,54 232,54 232,54
Euros/tonelada
b) Central Térmica do Porto Santo:
2005 2006 2007 2008
Preço Mercados Internacionais (Platts) 179,61 187,92 187,92 187,92
Custos incorridos pela EEM relativos a: transporte até ao porto do Porto Santo, custos financeiros e custos com o handling
63,89 60,94 60,94 60,94
243,50 248,86 248,86 248,86
Euros/tonelada
A procura de ganhos de eficiência exigidos à EEM, pelo actual regime regulatório e pela Entidade
Reguladora, determinam que a Empresa implemente soluções e medidas que optimizem a contenção de
custos e a maximização dos proveitos, nas quais se enquadra a recente renegociação do contrato de
fornecimento de fuelóleo celebrado com a GALP, uma vez que se assiste a uma evidente redução dos
custos incorridos pela Empresa.
Aproveitamos ainda a oportunidade para remeter à Vossa atenção por correio, documentação relativa à
adjudicação do contrato de abastecimento da GALP supra referido, composta por:
� convite para apresentação de propostas;
processo de consulta;
processo de abertura de propostas;
� proposta vencedora;
� contrato com a GALP”
NOVO PEDIDO EFECTUADO PELA ERSE:
Gostaríamos que nos elucidassem se na documentação enviada por correio consta o valor do custo do
fuelóleo, a preços CIF-Funchal.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
165
NOVA RESPOSTA DA EEM:
“Em conformidade com a informação enviada por correio, relativa ao processo de consulta e adjudicação
à GALP do fornecimento de fuelóleo, importa salientar que o contrato com a GALP é composto pelas
seguintes parcelas:
Preço do fuelóleo Cif – no porto do Funchal/Porto Santo que resulta de:
1- Preço Internacional Platts;
2- Spread A: Incorpora os custos de transporte ex-work e Cif Funchal/Porto Santo;
3- Spread B: custos financeiros e comerciais com a operação;
= Preço do fuelóleo Cif – no porto do Funchal/Porto Santo (=Soma dos itens 1 a 3)
Preço total de aquisição do fuelóleo para a EEM é obtido da seguinte forma:
Preço do fuelóleo Cif – no porto do Funchal/Porto Santo +
4- Spread C: custos com o handling do Porto até às instalações da EEM.
= Preço total de aquisição do fuelóleo para a EEM
Assim e de forma mais detalhada por cada uma das Centrais Térmicas, temos que:
a) Central Térmica da Vitória:
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Pedido de esclarecimento às empresas
166
b) Central Térmica do Porto Santo:
Tal como referido na informação anteriormente enviada, o Spread A é calculado em USD, tendo a EEM
assumido um câmbio USD/EUR = 1,2, sendo de destacar que, qualquer que seja a variação neste
câmbio tem uma influência directa no custo de transporte. O transporte para o Porto Santo pela sua
especificidade, tem custo adicional associado de 40.000 Eur valor fixo por cada navio (contemplado no
spread A).
O Contrato de fornecimento de combustíveis prevê ainda (Cláusula 13.ª) que Galp pagará à EEM
1.000.000 € caso, nos cincos anos de vigência do contrato, a Central Térmica da Vitória consuma 500
mil toneladas de fuelóleo. Este benefício não foi considerado nos quadros acima apresentados. Também
não foi considerado o desconto adicional de 100.000 € por cada 100 mil toneladas de fuelóleo
consumidas na Central Térmica da Vitória (Cláusula 12.ª).”
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
167
ANEXO
INFORMAÇÃO RECEBIDA DA REN
A REN enviou a informação necessária ao cálculo das tarifas para 2006 e para a análise do seu
desempenho para o período 2004-2008, da qual se destaca:
Balanços de energia eléctrica.
Balanços.
Demonstrações de Resultados por actividade e nível de tensão.
Investimentos.
Número médio de Clientes.
Número médio de efectivos.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
168
Quadro I - 1- Balanços de energia eléctrica da REN entre 2004 e 2008
(GWh)
Pos. Rubrica Composição 2004 2005 2006 2007 2008
1 ENERGIA ENTRADA NA REN2 Produtores SEP 3+4+5 31 148,1 29 206,6 26 667,6 25 107,8 23 703,43 CPPE 20 560,0 18 122,2 18 534,8 18 125,5 17 402,04 Tejo Energia 4 427,7 4 777,8 4 236,2 3 890,9 4 320,55 Turbogás 6 160,5 6 306,5 3 896,6 3 091,4 1 980,96 EDIA 103,9 189,7 333,9 299,9 211,37 Produtores em Regime Especial 8+16 4 567,7 6 675,1 9 451,4 11 570,7 13 671,08 Produção em Regime Especial na Distribuição 9+...+12 3 377,2 4 186,6 6 009,4 7 331,1 8 646,09 Hídrica 748,9 598,4 967,1 1 056,1 1 111,0
10 Eólica 489,9 902,5 2 050,2 3 060,0 4 085,011 Térmica clássica 445,2 156,3 150,0 150,0 150,012 Cogeração 13+14+15 1 693,2 2 529,3 2 842,0 3 065,0 3 300,013 dos quais, DL 189/1988 0,0 0,0 0,0 0,014 dos quais, DL 186/1995 0,0 0,0 0,0 0,015 dos quais, DL 538/1999 0,0 0,0 0,0 0,016 Produção em Regime Especial na REN 17+19 1 190,5 2 488,5 3 442,0 4 239,6 5 025,017 Eólica 295,4 657,3 1 500,0 2 250,0 3 000,018 RSU 412,7 442,0 442,0 489,6 525,019 Cogeração 482,4 1 389,2 1 500,0 1 500,0 1 500,020 PRE's não facturados no período mas incluídos na venda à distribuição SEP -85,9 15,5 0,0 0,0 0,021 Importação 22+23+24-25 8 611,5 9 076,4 10 139,9 11 674,9 13 216,122 Aquisição para o SEP 1 501,9 519,4 0,0 0,0 0,023 Recepção a pedido do SENV (Clientes e Parcela Livre) 5 957,8 5 624,6 7 139,9 8 674,9 10 216,124 Circulação e trocas fisícas 2 161,3 3 284,6 3 000,0 3 000,0 3 000,025 Circulação comercial 1 009,5 352,2 0,0 0,0 0,026 Produtores do SENV, transaccionados no GO 3 827,7 5 880,0 5 880,0 5 880,0 5 880,027 Total Energia Entrada SEP 2+6+7+20+21-23+67+77 38 770,8 39 626,7 39 452,9 39 978,4 40 585,728 Total Energia Entrada SEP+SENV 2+6+7+20+21+26 48 173,1 51 043,2 52 472,8 54 533,3 56 681,8
29 ENERGIA SAÍDA DA REN30 Vendas à Distribuição SEP (Substação+Pontos virtuais+PRE's) 31+…+34 34 798,3 35 398,2 35 630,8 36 094,5 36 619,231 MAT (pontos virtuais clientes) 1 219,0 1 244,4 1 200,0 1 200,0 1 200,032 AT (subestações+pontos virtuais centrais SEP) 29 097,5 27 463,1 24 979,4 23 323,8 21 748,233 AT (PRE's REN) 1 186,8 2 493,5 3 442,0 4 239,6 5 025,034 AT (PRE's Distribuição) 3 295,0 4 197,1 6 009,4 7 331,1 8 646,035 Entregas à Distribuição SEP (Parcela Livre no GO) 2 934,4 2 992,2 3 020,0 3 055,0 3 096,036 Exportação 37+38+39-40 2 131,2 3 278,8 3 000,0 3 000,0 3 000,037 Vendas do SEP 976,1 343,4 0,0 0,0 0,038 Entregas do SENV 0,0 0,8 0,0 0,0 0,039 Circulação e trocas fisícas 2 164,7 3 286,8 3 000,0 3 000,0 3 000,040 Circulação comercial 1 009,5 352,2 0,0 0,0 0,041 Saídas para Clientes e Produtores SENV 42+45 7 075,2 8 337,6 9 819,9 11 292,9 12 766,142 Vendas a Centrais do SENV 43+44 0,0 0,0 0,0 0,0 0,043 MAT 0,0 0,0 0,0 0,0 0,044 AT (escalada para a saída AT da REN) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,045 Entregas para Clientes do SENV 46+47 7 075,2 8 337,6 9 819,9 11 292,9 12 766,146 MAT 0,0 0,0 0,0 0,0 0,047 AT (escalada para a saída AT da REN) 7 075,2 8 337,6 9 819,9 11 292,9 12 766,148 Bombagem hidroeléctrica 408,2 213,8 153,1 242,0 350,049 Compensação Síncrona 35,1 40,0 40,0 40,0 40,050 Vendas a Produtores do SEP 51+52+53 100,7 107,5 107,5 107,5 107,551 CPPE 87,8 90,0 90,0 90,0 90,052 Tejo Energia 5,5 8,0 8,0 8,0 8,053 Turbogás 7,3 9,5 9,5 9,5 9,554 EDIA 2,1 2,0 2,0 2,0 2,055 Consumos próprios da REN 9,7 9,5 9,5 9,5 9,556 Total Energia Saída SEP 30+36-38+48+49+50+54+55+68+76 38 311,8 39 131,1 38 942,9 39 495,5 40 128,257 Total Energia Saída SEP+SENV 30+35+36+41+48+49+50+54+55 47 494,9 50 379,5 51 782,8 53 843,3 55 990,258 Perdas SEP 27-56 459,0 495,7 510,0 482,9 457,559 Perdas SEP+SENV 28-57 678,2 663,7 690,0 689,9 691,660 Perdas SEP (% da energia entrada s/PRE's) 58/(27-7) 1,34% 1,50% 1,70% 1,70% 1,70%61 Perdas SEP+SENV (% da energia entrada s/PRE's) 59/(28-7) 1,56% 1,50% 1,70% 1,70% 1,70%
62 OUTROS MOVIMENTOS NO SEP63 Vendas a Produtores do SEP proveniente da EDIS 8,4 10,0 10,0 10,0 10,064 Consumos SEP não afectos à produção 8,2 12,0 12,0 12,0 12,065 Acertos de energia respeitantes a períodos anteriores mas incluídos na fact UGS/URT 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
66 OUTRAS RELAÇÕES SEP / SENV67 Aquisição do ACS, incluídas em 23 e 26 143,0 23,0 0,0 0,0 0,068 Vendas do ACS a agentes do SENV, incluídas em 38, 42 e 45 609,0 2,4 0,0 0,0 0,069 Importação da Distribuição por linhas directas (Parcela Livre) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,070 Aquisição directa da Distribuição a Centrais do SENV (Parcela Livre) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,071 Venda da Distribuição a Centrais do SENV 8,8 9,0 9,0 9,0 9,072 Estimativa de PRE não facturados mas incluídos no Consumo -19,3 0,2 0,0 0,0 0,073 Diferença entre produção líquida e energia fornecida pelas centrais do SENV -2,7 -1,6 0,0 0,0 0,0
74 CONSUMO SEP REFERIDO À EMISSÃO 75-78 38 266,7 38 934,0 39 203,3 39 674,9 40 215,2
75 CONSUMO SEP+SENV REFERIDO À EMISSÃO 28-36+42-48-50+54+69+70-63+64-71+72+73 45 499,9 47 432,7 49 203,2 51 174,8 53 215,376 Desvio Global SEP/SENV por Defeito (venda do SEP) 217,4 79,7 0,0 0,0 0,077 Desvio Global SEP/SENV por Excesso (compra do SEP) 240,2 65,1 0,0 0,0 0,0
78 Entregas a Clientes do SENV escalada para a entrada REN 7 233,1 8 498,7 9 999,9 11 499,9 13 000,1
79 AFECTAÇÃO A TARIFAS REN80 Energia afecta à TUGS S TURT 30+82+81 44 807,9 46 727,9 48 470,7 50 442,3 52 481,281 Total da Parcela Livre da Distribuição 35+69+70 2 934,4 2 992,2 3 020,0 3 055,0 3 096,082 Entregas para Clientes do SENV escalada para a saída REN 45 7 075,2 8 337,6 9 819,9 11 292,9 12 766,183 Energia afecta à TEP 30 0,0 0,0 0,0 0,084 Energia afecta a custos variáveis de AEE 2+22-37-48-50+67-68-76+77 30 721,8 29 067,3 26 407,0 24 758,3 23 245,9
Balanço de Energia Eléctrica
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
169
Quadro I - 2 - Demonstrações de resultados das actividades reguladas da REN em 2004 e 2003
Unid. Mil Euro
2004 2003 2004 2003 2004 2003
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 2 011 265 1 955 179 295 793 236 023 171 622 155 450Vendas
De energia eléctrica 14 1 871 351 2 029 061 246 444 215 702 137 278 129 157Diferença tarifária 2000Diferença tarifária 2001 -136 061 -8 695 7 014Diferença tarifária 2002 -2179 -141674 -3632 14040Diferença tarifária 2003 -234411 207631 26813 4290Diferença tarifária 2004 354135 50908 6112Encargo variável base de 2002 recuperado -10520 -3401 Recuperação do desvio de combustíveis recebido na GGS -7 -532 7 532Tarifa Transfronteiriça 1426 1203Materiais diversos 0 0 0 0 0
Prestações de serviços 15 0 0 682 686 1 380 1 127Proveitos Suplementares 110 110 49 51 139 130Subsídios 0 0 0 0 0 0Variação da produção 0 0 0 0 -27 27Trabalhos para a própria empresa 16 4 3 1 204 836 10 569 11 975Outros proveitos e ganhos operacionais 20
Comparticipação conservação cabos de fibra óptica 0 0 0 0 217 217Outros 165 42 131 98 488 310Correcção de hidraulicidade 32 617
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 1 966 163 1 895 159 291 944 231 436 100 685 91 643Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Energia Eléctrica 17 1 943 896 1 801 299 203 813 155 060 811 1 272Tarifa Transfronteiriça 5 287Materiais diversos 2 1 130 111
Fornecimentos e serviços externos 18 2 053 1 902 2 070 1 946 17 264 16 062Impostos 58 54 513 438 542 516Custos com o pessoal 19 2 914 3 207 5 840 6 708 20 799 23 462Amortizações do exercício 6 16642 16678 6098 8806 53530 49132Provisões do exercício 10 591 97 316 209 1945 721Outros custos e perdas operacionais 20/23 9 71 922 73 292 58 268 377 367
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 45 102 60 020 3 849 4 587 70 937 63 807
Proveitos e ganhos financeiros (D) 21 57 36 94 214 295 202Custos e perdas financeiras (E) 21 8 516 7 405 915 799 10 849 9 481
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) -8 459 -7 369 -821 -585 -10 554 -9 279
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) 36 643 52 651 3 028 4 002 60 383 54 528
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 22 2 902 2 240 344 -1 268 3 350 4 763Custos e perdas extraordinários (I) 22 196 432 333 443 1 629 1 579
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 2 706 1 808 11 -1 711 1 721 3 184
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 39 349 54 459 3 039 2 291 62 104 57 712
IRC (L) 4 10431 3 414 700 -1 053 17 184 18 341
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 28 918 51 045 2 339 3 344 44 920 39 371
Rubricas NotasAquisição de Energia
EléctricaGestão Global do
SistemaTransporte de Energia
Eléctrica
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
170
Quadro I - 3 - Demonstrações de resultados da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica entre 2005 e 2008
Unidade: Milhares de Euros
2005 2006 2007 2008
A Proveitos e Ganhos Regulados = ( 1 + 2 + … + 31 ) 1 701 014 2 464 411 2 393 259 2 503 127
Vendas de electricidade por tarifa1 Vendas à distribuição 1 998 021 2 938 785 2 388 312 2 497 7792 Acertos de desvios ocorridos em anos anteriores -331 621 -479 623 0 03 Transferência do desvio de combustível recebido (pago) via GGS 778 0 0 04 Vendas a centrais do SEP 3 721 4 995 4 691 5 0885 Exportação 23 793 0 0 06 Outras vendas ao SENV (desvios) 5 108 0 0 07 Contratos de garantia de abastecimento 0 0 0 08 Tarifa transfronteiriça 0 0 0 09 Antecipação de adesão ao SENV 0 0 0 0
10 Vendas de materiais diversos 0 0 0 0Prestações de serviços
11 Serviços de telecomunicações de segurança 0 0 0 012 Serviços de electricidade - desvios de linhas 0 0 0 013 Cedência de mão de obra 0 0 0 014 Trabalhos própria empresa (sem encargos financeiros) 2 2 0 015 Amortização de proveitos diferidos - subsídios investimento 12 12 12 1216 Variação da produção-obras de produção 0 0 0 0
Proveitos suplementares17 Aluguer de equipamento 0 0 0 018 Aluguer cabos de fibra óptica 0 0 0 019 Direitos de superfície 93 93 93 9320 Outros 17 17 18 1821 Outros proveitos operacionais 102 104 107 110
Proveitos financeiros22 Rendas de terrenos e prédios urbanos 23 24 24 25
Proveitos extraordinários23 Ganhos em imobilizações 0 1 1 124 Redução de provisões 376 0 0 025 Ganhos em existências 0 0 0 026 Redução de amortizações 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores:27 Anulação de fornecimentos e serviços externos 0 0 0 028 Anulação de custos com pessoal 1 0 0 029 Proveitos de venda energia electrica 0 0 0 030 Outras correcções a exercícios anteriores 0 0 0 031 Outros proveitos extraordinários 588 0 0 0
B Custos e Perdas Regulados = ( 32 + 33 + … + 67 ) 2 146 853 2 431 239 2 371 467 2 482 013
Custos da electricidade entrada32 CPPE - Fixos 912 911 922 200 923 643 922 25433 CPPE - Variáveis 303 530 212 289 191 967 165 03534 Outros produtores do SEP - Fixos 211 789 202 722 211 393 212 33635 Outros produtores do SEP - Variáveis 367 218 275 614 224 655 182 19636 Acordo AGC 1 708 9 820 15 156 26 13637 Compensação Síncrona 0 0 0 038 Arranques 0 0 0 039 Teleregulação 0 0 0 040 Transferência de outros custos GGS e TEE (regul. das centrais, reserva girante, sobrecusto de aquisição a PRE's e custos de congest. da rede) -240 169 -49 114 -232 833 -249 20141 Importação 16 421 0 0 042 Outras aquisições ao SENV (desvios) 592 0 0 043 Aquisição a PRE's + EDIA 566 787 798 577 978 154 1 163 84744 Aquisição de energia às ED's 0 0 0 045 Diferencial de correcção de hidraulicidade -52 956 0 0 046 Descontos de interruptibilidade 37 866 37 866 37 866 37 86647 Benefícios de potência térmica -499 -499 -499 -49948 Custos de convergência tarifária 0 0 0 049 Materiais diversos 0 0 0 050 Fornecimentos e serviços externos 2 306 2 394 2 451 2 51051 Custos com pessoal 3 104 3 216 3 302 3 39152 Amortizações e reintegrações 15 860 15 818 15 869 15 79353 Provisões 206 211 216 22154 Impostos 55 56 57 59
Outros custos operacionais55 Pagamentos à ERSE 0 0 0 056 Outros 15 13 13 14
Custos e perdas extraordinários57 Desmantelamento de centros produtores / linhas 0 0 0 058 Custos de indemnizações por despedimento 0 0 0 059 Perdas em imobilizações 0 0 0 060 Donativos 108 55 55 5561 Perdas em existências 0 0 0 062 Provisões extraordinárias 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores63 Custos com a aquisição de energia 0 0 0 064 Fornecimentos e serviços externos 0 0 0 065 Custos com pessoal 0 0 0 066 Outras correcções a exercícios anteriores 0 0 0 067 Outros custos extraordinários 0 0 0 0
C Resultados Regulados Ocorridos = ( A - B ) -445 839 33 172 21 792 21 114
D Resultados Regulados Permitidos = ( 68 + 69 + 70 ) 36 517 33 172 21 792 21 114
68 Ganhos comerciais 6 952 0 0 069 Remuneração do imobilizado (c/ remuneração de terrenos hídricos) 23 220 22 547 21 792 21 11470 Juros dos desvios totais ocorridos em anos anteriores 6 345 10 625 0 0
E Excesso (Insuficiência) de proveitos = ( C - D ) -482 355 0 0 0
F Desvio de Combustíveis Gerado no ano -162 995 0 0 0
G Desvio de Combustíveis Recuperado no ano 90 626 0 0 0
H Excesso (Insuficiência) de proveitos fixos = E - ( F + G ) -409 986 0 0 0
I Resultados Não Aceites Para Efeitos de Regulação = ( 71 + 72 + 73 - 74 - 75 - 76 + 77 + 78 + 79 - 80 - 81 + 82 - 8 468 839 -13 880 -13 887 -13 887
71 Movimentos à conta de desvios tarifários = ( D - C ) 482 355 0 0 0
Proveitos extraordiários não aceites72 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 073 Outros 0 0 0 0
Custos extraordinários não aceites74 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 075 Insuficiência de estimativa de impostos 365 0 0 076 Outros 0 0 0 0
Proveitos financeiros77 Encargos financeiros imputados ao investimento 4 8 0 078 Juros 1 1 1 179 Outros 0 0 0 0
Custos financeiros80 Juros 12 756 13 479 13 479 13 47981 Outros 401 409 409 409
82 Outros proveitos 0 0 0 083 Outros custos 0 0 0 0
J Resultados Antes de Impostos = ( C + I ) 23 000 19 292 7 905 7 227
84 IRC (estimado) 6 304 5 284 2 153 1 966
K Resultado Líquido do Exercício = ( J - 84 ) 16 696 14 008 5 752 5 261 Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
171
Quadro I - 4 - Demonstrações de resultados actividade de Gestão Global do Sistema entre 2005 e 2008
Unidade: Milhares de Euros2005 2006 2007 2008
A Proveitos e Ganhos Regulados = ( 1 + 2 + … + 31 ) 342 854 168 501 350 142 365 035
Vendas de electricidade por tarifa1 Vendas à distribuição 369 073 217 984 356 328 363 5582 Acertos de desvios ocorridos em anos anteriores -26 813 -50 908 -7 627 03 Transferência do desvio de combustível recebido (pago) via GGS -778 0 0 04 Vendas a centrais do SEP 0 0 0 05 Exportação 0 0 0 06 Outras vendas ao SENV (desvios) 0 0 0 07 Contratos de garantia de abastecimento 0 0 0 08 Tarifa transfronteiriça 0 0 0 09 Antecipação de adesão ao SENV 0 0 0 010 Vendas de materiais diversos 0 0 0 0
Prestações de serviços11 Serviços de telecomunicações de segurança 442 452 463 47412 Serviços de electricidade - desvios de linhas 0 0 0 013 Cedência de mão de obra 0 0 0 014 Trabalhos própria empresa (sem encargos financeiros) 720 812 814 83515 Amortização de proveitos diferidos - subsídios investimento 0 0 0 016 Variação da produção-obras de produção 0 0 0 0
Proveitos suplementares17 Aluguer de equipamento 15 15 15 1618 Aluguer cabos de fibra óptica 0 0 0 019 Direitos de superfície 0 0 0 020 Outros 36 36 37 3821 Outros proveitos operacionais 9 9 10 10
Proveitos financeiros22 Rendas de terrenos e prédios urbanos 96 98 101 103
Proveitos extraordinários23 Ganhos em imobilizações 0 2 2 224 Redução de provisões 53 0 0 025 Ganhos em existências 0 0 0 026 Redução de amortizações 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores:27 Anulação de fornecimentos e serviços externos 0 0 0 028 Anulação de custos com pessoal 1 0 0 029 Proveitos de venda energia electrica 0 0 0 030 Outras correcções a exercícios anteriores 0 0 0 031 Outros proveitos extraordinários 0 0 0 0
B Custos e Perdas Regulados = ( 32 + 33 + … + 67 ) 345 705 161 703 345 682 361 099
Custos da electricidade entrada32 CPPE - Fixos 0 0 0 033 CPPE - Variáveis 0 0 0 034 Outros produtores do SEP - Fixos 0 0 0 035 Outros produtores do SEP - Variáveis 0 0 0 036 Acordo AGC 0 0 0 037 Compensação Síncrona 0 0 0 038 Arranques 5 882 7 947 7 766 7 61439 Teleregulação 36 0 0 040 Transferência de outros custos GGS e TEE (regul. das centrais, reserva girante, sobrecusto de aquisição a PRE's e custos de congest. da rede) 240 169 49 114 232 833 249 20141 Importação 0 0 0 042 Outras aquisições ao SENV (desvios) 0 0 0 043 Aquisição a PRE's + EDIA 2 276 3 983 3 575 2 51244 Aquisição de energia às ED's 0 0 0 045 Diferencial de correcção de hidraulicidade 0 0 0 046 Descontos de interruptibilidade 0 0 0 047 Benefícios de potência térmica 0 0 0 048 Custos de convergência tarifária 76 324 76 324 76 324 76 32449 Materiais diversos 31 31 31 3250 Fornecimentos e serviços externos 3 113 3 786 3 877 3 97051 Custos com pessoal 6 244 6 469 6 642 6 82052 Amortizações e reintegrações 4 655 7 354 7 780 7 61153 Provisões 423 434 444 45554 Impostos 511 523 536 549
Outros custos operacionais55 Pagamentos à ERSE 5 476 5 607 5 742 5 88056 Outros 18 18 19 19
Custos e perdas extraordinários57 Desmantelamento de centros produtores / linhas 0 0 0 058 Custos de indemnizações por despedimento 0 0 0 059 Perdas em imobilizações 22 0 0 060 Donativos 222 113 113 11361 Perdas em existências 0 0 0 062 Provisões extraordinárias 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores63 Custos com a aquisição de energia 0 0 0 064 Fornecimentos e serviços externos 1 0 0 065 Custos com pessoal 0 0 0 066 Outras correcções a exercícios anteriores 250 0 0 067 Outros custos extraordinários 53 0 0 0
C Resultados Regulados Ocorridos = ( A - B ) -2 851 6 798 4 459 3 936
D Resultados Regulados Permitidos = ( 68 + 69 + 70 ) 4 776 6 798 4 459 3 936
68 Ganhos comerciais 0 0 0 069 Remuneração do imobilizado (c/ remuneração de terrenos hídricos) 3 353 4 088 4 053 3 93670 Juros dos desvios totais ocorridos em anos anteriores 1 423 2 710 406 0
E Excesso (Insuficiência) de proveitos = ( C - D ) -7 627 0 0 0
F Desvio de Combustíveis Gerado no ano 0 0 0 0
G Desvio de Combustíveis Recuperado no ano 0 0 0 0
H Excesso (Insuficiência) de proveitos fixos = E - ( F + G ) -7 627 0 0 0
I Resultados Não Aceites Para Efeitos de Regulação = ( 71 + 72 + 73 - 74 - 75 - 76 + 77 + 78 + 79 - 80 - 81 + 82 - 8 6 391 -1 479 -1 485 -1 484
71 Movimentos à conta de desvios tarifários = ( D - C ) 7 627 0 0 0
Proveitos extraordiários não aceites72 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 073 Outros 0 0 0 0
Custos extraordinários não aceites74 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 075 Insuficiência de estimativa de impostos 78 0 0 076 Outros 0 0 0 0
Proveitos financeiros77 Encargos financeiros imputados ao investimento 353 117 111 11278 Juros 2 2 2 279 Outros 0 0 0 0
Custos financeiros80 Juros 1 473 1 557 1 557 1 55781 Outros 40 41 41 41
82 Outros proveitos 0 0 0 083 Outros custos 0 0 0 0
J Resultados Antes de Impostos = ( C + I ) 3 540 5 319 2 975 2 453
84 IRC (estimado) 924 1 413 769 625
K Resultado Líquido do Exercício = ( J - 84 ) 2 616 3 906 2 206 1 828 Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
172
Quadro I - 5 - Demonstrações de resultados da actividade de Transporte de Energia Eléctrica entre 2005 e 2008
Unidade: Milhares de Euros2005 2006 2007 2008
A Proveitos e Ganhos Regulados = ( 1 + 2 + … + 31 ) 169 629 195 600 220 265 237 252
Vendas de electricidade por tarifa1 Vendas à distribuição 163 128 190 733 217 371 225 5502 Acertos de desvios ocorridos em anos anteriores -4 290 -6 112 -8 398 03 Transferência do desvio de combustível recebido (pago) via GGS 0 0 0 04 Vendas a centrais do SEP 0 0 0 05 Exportação 0 0 0 06 Outras vendas ao SENV (desvios) 0 0 0 07 Contratos de garantia de abastecimento 0 0 0 08 Tarifa transfronteiriça -4 000 -4 000 -4 000 -4 0009 Antecipação de adesão ao SENV 0 0 0 010 Vendas de materiais diversos 0 0 0 0
Prestações de serviços11 Serviços de telecomunicações de segurança 0 0 0 012 Serviços de electricidade - desvios de linhas 847 910 932 95413 Cedência de mão de obra 85 50 51 5214 Trabalhos própria empresa (sem encargos financeiros) 9 082 9 322 9 566 9 79315 Amortização de proveitos diferidos - subsídios investimento 3 683 3 658 3 679 3 81316 Variação da produção-obras de produção 0 0 0 0
Proveitos suplementares17 Aluguer de equipamento 0 0 0 018 Aluguer cabos de fibra óptica 0 0 0 019 Direitos de superfície 0 0 0 020 Outros 134 134 137 14021 Outros proveitos operacionais 225 219 225 230
Proveitos financeiros22 Rendas de terrenos e prédios urbanos 224 229 235 240
Proveitos extraordinários23 Ganhos em imobilizações 12 37 38 3924 Redução de provisões 0 0 0 025 Ganhos em existências 0 0 0 026 Redução de amortizações 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores:27 Anulação de fornecimentos e serviços externos 0 0 0 028 Anulação de custos com pessoal 4 0 0 029 Proveitos de venda energia electrica 0 0 0 030 Outras correcções a exercícios anteriores 2 0 0 031 Outros proveitos extraordinários 492 420 430 440
B Custos e Perdas Regulados = ( 32 + 33 + … + 67 ) 106 943 112 663 123 854 131 008
Custos da electricidade entrada32 CPPE - Fixos 0 0 0 033 CPPE - Variáveis 0 0 0 034 Outros produtores do SEP - Fixos 0 0 0 035 Outros produtores do SEP - Variáveis 0 0 0 036 Acordo AGC 0 0 0 037 Compensação Síncrona 697 932 951 71938 Arranques 0 0 0 039 Teleregulação 0 0 0 040 Transferência de outros custos GGS e TEE (regul. das centrais, reserva girante, sobrecusto de aquisição a PRE's e custos de congest. da rede) 0 0 0 041 Importação 0 0 0 042 Outras aquisições ao SENV (desvios) 0 0 0 043 Aquisição a PRE's + EDIA 0 0 0 044 Aquisição de energia às ED's 0 0 0 045 Diferencial de correcção de hidraulicidade 0 0 0 046 Descontos de interruptibilidade 0 0 0 047 Benefícios de potência térmica 0 0 0 048 Custos de convergência tarifária 0 0 0 049 Materiais diversos 32 0 0 050 Fornecimentos e serviços externos 21 265 23 395 23 956 24 53151 Custos com pessoal 21 467 22 168 22 759 23 36852 Amortizações e reintegrações 57 698 62 803 72 752 78 88453 Provisões 1 544 1 581 1 619 1 65754 Impostos 561 576 590 604
Outros custos operacionais55 Pagamentos à ERSE 0 0 0 056 Outros 277 285 290 296
Custos e perdas extraordinários57 Desmantelamento de centros produtores / linhas 2 579 512 524 53758 Custos de indemnizações por despedimento 0 0 0 059 Perdas em imobilizações 11 0 0 060 Donativos 811 412 412 41261 Perdas em existências 0 0 0 062 Provisões extraordinárias 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores63 Custos com a aquisição de energia 0 0 0 064 Fornecimentos e serviços externos 2 0 0 065 Custos com pessoal 0 0 0 066 Outras correcções a exercícios anteriores 0 0 0 067 Outros custos extraordinários 0 0 0 0
C Resultados Regulados Ocorridos = ( A - B ) 62 686 82 937 96 412 106 244
D Resultados Regulados Permitidos = ( 68 + 69 + 70 ) 71 083 82 937 96 412 106 244
68 Ganhos comerciais 0 0 0 069 Remuneração do imobilizado (c/ remuneração de terrenos hídricos) 70 856 82 612 95 965 106 24470 Juros dos desvios totais ocorridos em anos anteriores 228 325 447 0
E Excesso (Insuficiência) de proveitos = ( C - D ) -8 398 0 0 0
F Desvio de Combustíveis Gerado no ano 0 0 0 0G Desvio de Combustíveis Recuperado no ano 0 0 0 0
H Excesso (Insuficiência) de proveitos fixos = E - ( F + G ) -8 398 0 0 0
I Resultados Não Aceites Para Efeitos de Regulação = ( 71 + 72 + 73 - 74 - 75 - 76 + 77 + 78 + 79 - 80 - 81 + 82 - 8 -5 287 -13 488 -13 390 -13 510
71 Movimentos à conta de desvios tarifários = ( D - C ) 8 398 0 0 0
Proveitos extraordiários não aceites72 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 073 Outros 0 0 0 0
Custos extraordinários não aceites74 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 075 Insuficiência de estimativa de impostos -172 0 0 076 Outros 0 0 0 0
Proveitos financeiros77 Encargos financeiros imputados ao investimento 3 580 4 931 5 029 4 90978 Juros 7 7 7 779 Outros 1 0 0 0
Custos financeiros80 Juros 16 987 17 951 17 951 17 95181 Outros 459 475 475 475
82 Outros proveitos 0 0 0 083 Outros custos 0 0 0 0
J Resultados Antes de Impostos = ( C + I ) 57 398 69 449 83 022 92 735
84 IRC (estimado) 15 700 19 020 22 753 25 424
K Resultado Líquido do Exercício = ( J - 84 ) 41 698 50 429 60 269 67 311 Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
173
Quadro I - 6- Demonstrações de resultados total das actividades reguladas da REN entre 2005 e 2008
Unidade: Milhares de Euros2005 2006 2007 2008
A Proveitos e Ganhos Regulados = ( 1 + 2 + … + 31 ) 2 213 497 2 828 511 2 963 666 3 105 415
Vendas de electricidade por tarifa1 Vendas à distribuição 2 530 223 3 347 502 2 962 011 3 086 8872 Acertos de desvios ocorridos em anos anteriores -362 724 -536 643 -16 025 03 Transferência do desvio de combustível recebido (pago) via GGS 0 0 0 04 Vendas a centrais do SEP 3 721 4 995 4 691 5 0885 Exportação 23 793 0 0 06 Outras vendas ao SENV (desvios) 5 108 0 0 07 Contratos de garantia de abastecimento 0 0 0 08 Tarifa transfronteiriça -4 000 -4 000 -4 000 -4 0009 Antecipação de adesão ao SENV 0 0 0 010 Vendas de materiais diversos 0 0 0 0
Prestações de serviços11 Serviços de telecomunicações de segurança 442 452 463 47412 Serviços de electricidade - desvios de linhas 847 910 932 95413 Cedência de mão de obra 85 50 51 5214 Trabalhos própria empresa (sem encargos financeiros) 9 804 10 136 10 379 10 62815 Amortização de proveitos diferidos - subsídios investimento 3 696 3 670 3 692 3 82616 Variação da produção-obras de produção 0 0 0 0
Proveitos suplementares17 Aluguer de equipamento 15 15 15 1618 Aluguer cabos de fibra óptica 0 0 0 019 Direitos de superfície 93 93 93 9320 Outros 187 187 192 19621 Outros proveitos operacionais 336 333 341 349
Proveitos financeiros22 Rendas de terrenos e prédios urbanos 343 351 359 368
Proveitos extraordinários23 Ganhos em imobilizações 13 40 41 4224 Redução de provisões 428 0 0 025 Ganhos em existências 0 0 0 026 Redução de amortizações 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores:27 Anulação de fornecimentos e serviços externos 1 0 0 028 Anulação de custos com pessoal 6 0 0 029 Proveitos de venda energia electrica 0 0 0 030 Outras correcções a exercícios anteriores 2 0 0 031 Outros proveitos extraordinários 1 080 420 430 440
B Custos e Perdas Regulados = ( 32 + 33 + … + 67 ) 2 599 501 2 705 605 2 841 003 2 974 120
Custos da electricidade entrada32 CPPE - Fixos 912 911 922 200 923 643 922 25433 CPPE - Variáveis 303 530 212 289 191 967 165 03534 Outros produtores do SEP - Fixos 211 789 202 722 211 393 212 33635 Outros produtores do SEP - Variáveis 367 218 275 614 224 655 182 19636 Acordo AGC 1 708 9 820 15 156 26 13637 Compensação Síncrona 697 932 951 71938 Arranques 5 882 7 947 7 766 7 61439 Teleregulação 36 0 0 040 Transferência de outros custos GGS e TEE (regul. das centrais, reserva girante, sobrecusto de aquisição a PRE's e custos de congest. da rede) 0 0 0 041 Importação 16 421 0 0 042 Outras aquisições ao SENV (desvios) 592 0 0 043 Aquisição a PRE's + EDIA 569 063 802 560 981 729 1 166 35844 Aquisição de energia às ED's 0 0 0 045 Diferencial de correcção de hidraulicidade -52 956 0 0 046 Descontos de interruptibilidade 37 866 37 866 37 866 37 86647 Benefícios de potência térmica -499 -499 -499 -49948 Custos de convergência tarifária 76 324 76 324 76 324 76 32449 Materiais diversos 62 31 31 3250 Fornecimentos e serviços externos 26 683 29 574 30 284 31 01151 Custos com pessoal 30 816 31 853 32 704 33 57952 Amortizações e reintegrações 78 213 85 975 96 401 102 28853 Provisões 2 173 2 225 2 279 2 33354 Impostos 1 127 1 155 1 183 1 211
Outros custos operacionais55 Pagamentos à ERSE 5 476 5 607 5 742 5 88056 Outros 310 316 322 329
Custos e perdas extraordinários57 Desmantelamento de centros produtores / linhas 2 579 512 524 53758 Custos de indemnizações por despedimento 0 0 0 059 Perdas em imobilizações 33 0 0 060 Donativos 1 141 580 580 58061 Perdas em existências 0 0 0 062 Provisões extraordinárias 0 0 0 0
Correcções a exercicios anteriores63 Custos com a aquisição de energia 0 0 0 064 Fornecimentos e serviços externos 3 0 0 065 Custos com pessoal 0 0 0 066 Outras correcções a exercícios anteriores 250 0 0 067 Outros custos extraordinários 53 0 0 0
C Resultados Regulados Ocorridos = ( A - B ) -386 004 122 907 122 663 131 294
D Resultados Regulados Permitidos = ( 68 + 69 + 70 ) 112 376 122 907 122 663 131 294
68 Ganhos comerciais 6 952 0 0 069 Remuneração do imobilizado (c/ remuneração de terrenos hídricos) 97 429 109 247 121 810 131 29470 Juros dos desvios totais ocorridos em anos anteriores 7 996 13 660 853 0
E Excesso (Insuficiência) de proveitos = ( C - D ) -498 381 0 0 0
F Desvio de Combustíveis Gerado no ano -162 995 0 0 0
G Desvio de Combustíveis Recuperado no ano 90 626 0 0 0
H Excesso (Insuficiência) de proveitos fixos = E - ( F + G ) -426 011 0 0 0
I Resultados Não Aceites Para Efeitos de Regulação = ( 71 + 72 + 73 - 74 - 75 - 76 + 77 + 78 + 79 - 80 - 81 + 82 - 8 469 943 -28 847 -28 762 -28 880
71 Movimentos à conta de desvios tarifários = ( D - C ) 498 381 0 0 0
Proveitos extraordiários não aceites72 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 073 Outros 0 0 0 0
Custos extraordinários não aceites74 Correcções exercícios anteriores 0 0 0 075 Insuficiência de estimativa de impostos 270 0 0 076 Outros 0 0 0 0
0 0 0 0Proveitos financeiros
77 Encargos financeiros imputados ao investimento 3 938 5 055 5 140 5 02178 Juros 9 10 10 1079 Outros 1 0 0 0
Custos financeiros80 Juros 31 215 32 987 32 987 32 98781 Outros 901 925 925 925
82 Outros proveitos 0 0 0 083 Outros custos 0 0 0 0
J Resultados Antes de Impostos = ( C + I ) 83 938 94 060 93 901 102 414
84 IRC (estimado) 22 928 25 717 25 675 28 015
K Resultado Líquido do Exercício = ( J - 84 ) 61 010 68 343 68 226 74 399 Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
174
Quadro I - 7 - Imobilizado a remunerar entre 2004 e 2008
Unidade: Milhares de Euros
( A ) Imobilizado Bruto 2004 2005 2006 2007 2008
AEE 942 738 903 790 906 346 907 960 913 456Terrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 889 186 890 414 892 513 894 033 899 402Terrenos das Centrais Térmicas 42 498 0 0 0 0Outros activos 11 054 13 377 13 833 13 927 14 054
GGS 159 658 173 934 181 930 188 141 194 398 TEE 1 915 601 2 083 971 2 325 399 2 549 744 2 730 052
( B ) Amortizações Acumuladas
AEE 500 636 480 944 496 734 512 603 528 396Terrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 458 701 473 542 488 438 503 394 518 465Terrenos das Centrais Térmicas 35 505 0 0 0 0Outros activos 6 430 7 402 8 296 9 209 9 931
GGS 126 591 123 182 130 478 138 258 145 869 TEE 1 011 151 1 068 448 1 131 038 1 203 790 1 282 674
( C ) = ( A ) - ( B ) Imobilizado Líquido ( Activo )
AEE 442 102 422 846 409 612 395 357 385 060Terrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 430 485 416 872 404 075 390 639 380 937Terrenos das Centrais Térmicas 6 993 0 0 0 0Outros activos 4 624 5 975 5 537 4 718 4 123
GGS 33 067 50 752 51 452 49 883 48 529 TEE 904 450 1 015 523 1 194 361 1 345 954 1 447 378
( D ) Comparticipações ( Passivo )
AEE 75 62 50 37 25Terrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 0 0 0 0 0Terrenos das Centrais Térmicas 0 0 0 0 0Outros activos 75 62 50 37 25
GGS 0 0 0 0 0 TEE 74 712 73 870 70 724 70 475 66 753
( E ) = ( C ) - ( D ) Imobilizado Líquido ( Líquido )
AEE 442 027 422 784 409 562 395 320 385 035Terrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 430 485 416 872 404 075 390 639 380 937Terrenos das Centrais Térmicas 6 993 0 0 0 0Outros activos 4 549 5 913 5 488 4 681 4 098
GGS 33 067 50 752 51 452 49 883 48 529 TEE 829 738 941 652 1 123 638 1 275 479 1 380 626
( F ) Imobilizado Médio
AEE 432 406 416 173 402 441 390 178Terrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 423 678 410 473 397 357 385 788Terrenos das Centrais Térmicas 3 497 0 0 0Outros activos 5 231 5 700 5 084 4 390
GGS 41 910 51 102 50 668 49 206 TEE 885 695 1 032 645 1 199 558 1 328 052
( G ) Taxa de Remuneração
AEETerrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 5,38% 5,38% 5,38% 5,38%Terrenos das Centrais Térmicas - - - -Outros activos 8,0% 8,0% 8,0% 8,0%
GGS 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% TEE 8,0% 8,0% 8,0% 8,0%
( H ) = ( F ) * ( G ) Remuneração do Imobilizado
AEE 23 220 22 547 21 792 21 114Terrenos dos Aproveitamentos Hidroeléctricos 22 802 22 091 21 385 20 762Terrenos das Centrais Térmicas - - - -Outros activos 418 456 407 351
GGS 3 353 4 088 4 053 3 936 TEE 70 856 82 612 95 965 106 244
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
175
Quadro I - 8 - Investimento total em actividades reguladas da REN entre 2004 e 2008
Imob. Curso 2004 (*) Inv. 2005 Inv. 2006 Inv. 2007 Inv. 2008
Investimento Específico
AEE 44 1 228 2 099 1 520 5 369GGS 9 000 6 276 6 197 4 949 5 068TEE 60 070 167 510 200 326 200 680 197 107
69 114 175 013 208 622 207 150 207 544
Investimento Total
AEE 125 3 606 2 432 1 614 5 495GGS 9 156 11 236 6 941 5 165 5 309TEE 60 738 185 910 203 177 202 199 198 795
70 019 200 752 212 549 208 978 209 600
Imob. Curso 2004 (*) Inv. 2005 Inv. 2006 Inv. 2007 Inv. 2008
Investimento Específico
AEE 44 1 228 2 099 1 520 5 369GGS 10 012 6 992 7 005 5 763 5 904TEE 62 841 176 580 209 633 210 246 206 900
72 897 184 801 218 737 217 529 218 172
Investimento Total
AEE 126 3 607 2 434 1 614 5 495GGS 10 170 11 956 7 753 5 978 6 145TEE 63 521 194 992 212 498 211 765 208 588
73 817 210 556 222 685 219 358 220 229
Imob. Curso 2004 (*) Inv. 2005 Inv. 2006 Inv. 2007 Inv. 2008
Investimento Específico
AEE 45 1 229 2 099 1 520 5 369GGS 10 202 7 339 7 106 5 874 6 016TEE 63 673 180 134 214 507 215 276 211 809
73 921 188 702 223 711 222 670 223 193
Investimento Total
AEE 127 3 612 2 442 1 614 5 495GGS 10 361 12 310 7 869 6 090 6 257TEE 64 354 198 571 217 429 216 795 213 497
74 843 214 493 227 740 224 498 225 250
( C ) Custos Totais
( A ) Custos Directos Externos
( B ) Custos Técnicos
Unid:Milhares de euros
(*) O valor que consta na coluna Imob. Curso 2004 corresponde ao imobilizado em curso depois de se terem efectuado as respectivas regularizações.
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo I
176
Quadro I - 9 - Custos marginais do sistema entre 2005 e 2008
Unidade: cEuro/kWh
2005 1º P.H. 2º P.H. 3º P.H. 4º P.H. Média
Abril 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0Maio 4,1 4,1 4,1 3,9 4,0Junho 4,3 4,3 4,3 4,1 4,2Julho 4,6 4,6 4,6 4,2 4,5Agosto 4,8 4,8 4,8 4,6 4,7Setembro 4,8 4,8 4,8 4,6 4,7Outubro 4,5 4,5 4,5 4,4 4,5Novembro 5,1 5,1 5,1 5,0 5,1Dezembro 4,0 4,0 4,0 3,8 3,9
2006 1º P.H. 2º P.H. 3º P.H. 4º P.H. Média
Janeiro 3,5 3,5 3,5 3,1 3,4Fevereiro 3,2 3,2 3,2 3,0 3,1Março 2,9 2,9 2,9 2,7 2,8Abril 2,6 2,6 2,6 2,5 2,6Maio 3,5 3,5 3,5 3,4 3,5Junho 4,1 4,1 4,1 3,8 4,0Julho 4,3 4,3 4,3 4,0 4,2Agosto 4,6 4,6 4,6 4,3 4,5Setembro 4,5 4,5 4,5 4,0 4,3Outubro 4,1 4,1 4,1 4,0 4,1Novembro 4,8 4,8 4,8 4,7 4,7Dezembro 3,7 3,7 3,7 3,4 3,6
2007 1º P.H. 2º P.H. 3º P.H. 4º P.H. Média
Janeiro 2,9 2,9 2,9 2,5 2,7Fevereiro 2,5 2,5 2,5 2,3 2,4Março 2,2 2,2 2,2 2,1 2,2Abril 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9Maio 4,0 4,0 4,0 3,9 4,0Junho 4,5 4,5 4,5 4,4 4,4Julho 4,2 4,2 4,2 3,8 4,0Agosto 4,1 4,1 4,1 3,8 4,0Setembro 4,0 4,0 4,0 3,6 3,8Outubro 3,2 3,2 3,2 3,1 3,2Novembro 3,4 3,4 3,4 3,3 3,4Dezembro 2,8 2,8 2,8 2,4 2,7
2008 1º P.H. 2º P.H. 3º P.H. 4º P.H. Média
Janeiro 2,4 2,4 2,4 2,1 2,3Fevereiro 2,1 2,1 2,1 1,9 2,0Março 2,2 2,2 2,2 2,1 2,1Abril 2,4 2,4 2,4 2,3 2,4Maio 3,2 3,2 3,2 3,1 3,2Junho 3,5 3,5 3,5 3,4 3,4Julho 3,7 3,7 3,7 3,5 3,7Agosto 3,7 3,7 3,7 3,5 3,6Setembro 3,6 3,6 3,6 3,3 3,5Outubro 2,9 2,9 2,9 2,4 2,7Novembro 3,2 3,2 3,2 3,1 3,2Dezembro 2,5 2,5 2,5 2,3 2,4
Fonte: REN
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
177
INFORMAÇÃO RECEBIDA DA EDP DISTRIBUIÇÃO
A EDP Distribuição enviou a informação necessária ao cálculo das tarifas para 2006 e para a análise do
seu desempenho para o período 2004-2008, da qual se destaca:
Balanços de energia eléctrica.
Balanços.
Demonstrações de Resultados por actividade e nível de tensão.
Investimentos.
Número médio de Clientes.
Número médio de efectivos.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
178
Quadro II - 1 - Balanços de energia eléctrica da EDP Distribuição entre 2004 e 2008
Unidade: GWhRef.ª Rubricas 2004 2005 2006 2007 2008
0 ENERGIA ENTRADA NO DISTRIBUIDOR1 REN para consumos SEP 34 824 34 546 36 359 36 172 36 0292 MAT (pontos virtuais clientes) 1 222 1 230 1 220 1 240 1 2253 AT (subestações+pontos virtuais centrais SEP) 29 120 26 695 25 078 21 213 20 1124 AT (PRE) 4 482 6 621 10 061 13 719 14 6925 PRE's não debitados à REN6 Parcela Livre (para consumos SEP) (AT) 2 933 2 2509 Entregas REN para Clientes SENV 7 051 9 937 12 115 14 273 16 462
10 MAT 70 120 140 20011 AT 7 051 9 867 11 995 14 133 16 26212 Total Energia Entrada no Distribuidor para Consumos SEP 37 757 36 796 36 359 36 172 36 02913 Total Energia Entrada no Distribuidor para Consumos SEP+SENV 44 808 46 733 48 473 50 445 52 49114 ENERGIA SAÍDA DO DISTRIBUIDOR15 Vendas a Centrais do SEP do Grupo EDP 7 7 7 7 716 Dos quais para consumos próprios
Vendas a Centrais do SENV 6 6 6 6 617 Vendas ao Grupo EDP para consumo final 57 58 58 58 5818 Clientes SEP 34 495 33 693 33 330 33 229 33 11519 MAT 1 222 1 227 1 217 1 237 1 22220 AT 4 310 4 833 5 103 5 324 5 45421 MT (inclui outros distribuidores) 6 489 5 593 5 363 5 752 5 65722 BTE 3 147 2 203 1 898 1 738 1 70223 BTN (sem iluminação pública) 18 109 18 569 18 421 17 790 17 63324 IP 1 218 1 268 1 328 1 387 1 44725 Clientes SENV 6 763 9 399 11 402 13 354 15 36726 MAT 70 120 140 20027 AT 49 192 197 215 29128 MT 6 680 8 103 8 972 9 324 10 06829 BTE 33 1 034 1 429 1 699 1 86530 BTN 684 1 976 2 94331 Consumos próprios 29 30 30 30 3032 Total Energia Saída do Distribuidor para consumos SEP 34 594 33 788 33 425 33 324 33 21033 Total Energia Saída do Distribuidor para consumos SEP+SENV 41 356 43 193 44 833 46 683 48 58334 Perdas SEP (GWh) 3 163 3 008 2 934 2 848 2 81935 Perdas SEP+SENV (GWh) 3 451 3 540 3 640 3 762 3 90836 Perdas SEP (% da energia entrada s/ clientes MAT) 8,66 8,46 8,35 8,15 8,1037 Perdas SEP+SENV (% da energia saída s/ clientes MAT) 7,92 8,45 8,37 8,30 8,29
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
179
Quadro II - 2 - Balanços da EDP Distribuição entre 2004 e 2008 - Activo
2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008
IMOBILIZADOImobilizações Incorpóreas 2 356 3 706 4 075 4 444 4 813 19 19 19 19 19Amortização Acumulada do Imobilizado Incorpóreo -881 -1 425 -2 141 -2 931 -3 574 -19 -19 -19 -19 -19Imobilizações Corpóreas 9 443 221 9 890 143 10 294 685 10 698 398 11 106 458 1 096 947 1 112 368 1 160 904 1 199 974 1 237 183Amortização Acumulada do Imobilizado Corpóreo -5 594 962 -5 888 700 -6 190 602 -6 500 135 -6 814 884 -792 142 -835 410 -888 031 -939 911 -990 791Imobilizado em Curso 257 413 214 486 211 838 213 456 205 770 13 205 7 443 5 421 4 152 3 920Investimento Financeiro
4 107 147 4 218 210 4 317 854 4 413 232 4 498 582 318 010 284 400 278 294 264 215 250 313CIRCULANTE
ExistênciasMateriais Diversos 21 702 20 181 19 932 19 728 19 520 5 806 5 399 5 332 5 277 5 222
21 702 20 181 19 932 19 728 19 520 5 806 5 399 5 332 5 277 5 222Dívidas de Terceiros Médio e Longo Prazos
Empréstimos Grupo
Dívidas de TerceirosClientes C/ Corrente 24 207 23 534 23 490 23 548 23 621 93 690 94 754 98 448 99 602 102 462Provisões para Clientes -7 697 -7 697 -7 697 -7 697 -7 697Empréstimos Grupo 30 933 4 169Estado e Outros Entes Públicos 4 618 649 635 646 595 939 139 136 139 128Outros Devedores 377 786 407 400 375 306 351 652 359 351 93 101 85 279 81 340 74 533 71 687 75Provisões para Outros Devedores -8 736 -8 736 -8 736 -8 736 -8 736 -1 528 -1 528 -1 528 -1 528 -1 528
421 110 415 150 382 998 359 413 367 133 186 202 178 645 178 396 172 746 172 748 4 169 75
Títulos Negociáveis
Depósitos Bancários e Caixa 16 891 17 284 17 284 17 284 17 284 3 186 3 060 3 060 3 060 3 060
ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOSAcréscimos de Proveitos 21 914 28 478 42 283 126 506 245 148 1 719 3 279 16 130 39 172 64 659 36 328 38 043 60 864 60 864 60 864
Valor para ajustamento 17 931 24 300 37 963 122 047 240 547 1 378 2 963 15 803 38 834 64 311 36 328 38 043 60 864 60 864 60 864Outros Proveitos 3 983 4 178 4 320 4 459 4 601 342 316 327 337 348
Custos Diferidos 89 425 99 253 108 365 116 412 123 360 14 827 15 918 16 910 17 782 18 529Grandes Reparações 67 55 57 59 61 2 10 11 11 11Impostos diferidos 78 442 87 965 96 694 104 367 110 930 14 788 15 869 16 859 17 730 18 475Outros Custos 10 916 11 233 11 615 11 986 12 370 37 38 40 41 42
111 340 127 731 150 649 242 917 368 508 16 547 19 197 33 040 56 954 83 188 36 328 38 043 60 864 60 864 60 864
TOTAL DO ACTIVO 4 678 190 4 798 556 4 888 716 5 052 573 5 271 028 529 750 490 701 498 122 502 252 514 531 40 497 38 119 60 864 60 864 60 864
ActivoDistribuição de Energia Eléctrica Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte [2]Comercialização de Redes
OPERADOR DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
180
Quadro II - 3 - Balanços da EDP Distribuição entre 2004 e 2008 - Activo
2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008
IMOBILIZADOImobilizações Incorpóreas 10 5 458 5 458 5 458 5 458 2 385 9 183 9 552 9 921 10 290Amortização Acumulada do Imobilizado Incorpóreo -10 -597 -1 704 -2 793 -3 883 -911 -2 041 -3 864 -5 743 -7 475Imobilizações Corpóreas 66 921 25 048 26 081 27 295 28 502 10 607 089 11 027 559 11 481 671 11 925 666 12 372 143Amortização Acumulada do Imobilizado Corpóreo -22 041 -13 445 -14 445 -15 468 -16 543 -6 409 145 -6 737 555 -7 093 079 -7 455 513 -7 822 218Imobilizado em Curso 6 672 277 290 221 930 217 259 217 608 209 691Investimento Financeiro
51 551 16 464 15 390 14 492 13 534 4 476 708 4 519 075 4 611 538 4 691 938 4 762 429CIRCULANTE
ExistênciasMateriais Diversos 27 508 25 579 25 264 25 005 24 742
27 508 25 579 25 264 25 005 24 742Dívidas de Terceiros Médio e Longo Prazos
Empréstimos Grupo
Dívidas de TerceirosClientes C/ Corrente 526 188 507 911 503 071 503 414 502 413 644 084 626 200 625 009 626 565 628 495Provisões para Clientes -220 773 -197 069 -189 069 -191 069 -194 069 -228 470 -204 766 -196 766 -198 766 -201 766Empréstimos Grupo 57 942 46 114 32 038 19 590 35 102 57 942 46 114 32 038 19 590Estado e Outros Entes Públicos 34 663 4 857 4 754 4 830 4 451 40 220 5 646 5 526 5 614 5 173Outros Devedores 65 388 61 076 56 520 53 240 51 257 536 275 553 831 513 166 479 426 482 295Provisões para Outros Devedores -177 -177 -177 -177 -177 -10 441 -10 441 -10 441 -10 441 -10 441
405 290 434 541 421 214 402 278 383 465 1 016 771 1 028 412 982 608 934 436 923 347
Títulos Negociáveis
Depósitos Bancários e Caixa 1 035 768 768 768 768 21 111 21 111 21 111 21 111 21 111
ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOSAcréscimos de Proveitos 204 561 211 442 226 726 246 435 268 253 264 523 281 242 346 003 472 976 638 925
Valor para ajustamento -13 131 -12 520 -4 851 7 448 21 619 42 506 52 785 109 780 229 193 387 341Outros Proveitos 217 692 223 962 231 577 238 987 246 635 222 017 228 456 236 224 243 783 251 584
Custos Diferidos 28 609 28 562 28 479 28 681 28 894 132 862 143 733 153 755 162 876 170 783Grandes Reparações 14 20 21 21 22 83 85 88 91 94Impostos diferidos 28 575 28 521 28 437 28 638 28 849 121 805 132 356 141 990 150 735 158 253Outros Custos 20 21 22 22 23 10 974 11 292 11 676 12 050 12 435
233 170 240 004 255 205 275 116 297 147 397 384 424 975 499 758 635 852 809 708
TOTAL DO ACTIVO 691 046 691 777 692 577 692 653 694 914 5 939 483 6 019 152 6 140 279 6 308 343 6 541 337
COMERCIALIZADOR REGULADO TOTALCompra e Venda do Acesso às Redes de Transp. e Dist.
ActivoComercialização Compra e Venda de Energia Eléctrica
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
181
Quadro II - 4- Balanços da EDP Distribuição entre 2004 e 2008 - Capital Próprio e Passivo
2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008CAPITAIS PRÓPRIOS
Capital + Reservas + Resultados Transitados 1 207 313 1 214 442 1 229 693 1 244 785 1 263 919 178 248 179 332 166 511 157 270 153 100 31 778 820 22 -1 314Resultado Liquido do Exercício 99 205 72 597 90 970 125 835 164 022 17 261 -11 790 -7 950 -2 384 3 529 3 923 148 -798 -1 336 -1 379
Total do Capital Próprio 1 306 518 1 287 039 1 320 662 1 370 620 1 427 941 195 510 167 542 158 561 154 886 156 629 3 954 926 22 -1 314 -2 693
PASSIVOProvisão para riscos e encargos
Provisão para pensões e actos médicos 285 211 319 840 351 580 379 482 403 347 51 074 55 005 58 607 61 774 64 483Outras provisões 273 626 285 909 258 654 231 388 204 068 71 511 67 021 61 038 55 069 49 098
558 837 605 749 610 234 610 870 607 415 122 586 122 025 119 645 116 843 113 580Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo
Dívida a Instituições de CréditoEmpresas do Grupo - empréstimos [1] 1 080 940 1 080 940 1 080 940 1 080 940 1 080 940 116 064 116 064 116 064 116 064 116 064Outros Credores 999 83Imobilizado (DL 344-B/82) 6 475 4 439 2 870 1 669 1 092
1 088 413 1 085 379 1 083 810 1 082 608 1 082 031 116 147 116 064 116 064 116 064 116 064Dívidas a Terceiros - Curto prazo
Fornecedores c/c 29 760 30 563 30 592 30 890 30 902 5 060 5 684 5 690 5 745 5 747Empresas do Grupo - empréstimos [1] 116 620 202 254 196 713 230 535 293 094 34 192 43 500 67 245 79 902 94 537 22 436 39 787 41 049 42 421Dívida a Instituições de Crédito 8Estado e Outros Entes Público 79 694 46 269 40 891 35 138 39 271 10 979 1 577 1 587 1 614 2 294 77Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente 51 635 39 874 37 853 36 428 34 893 179 139 132 127 121Outros Credores 17 320 18 340 18 963 19 570 20 196 2 530 2 584 2 672 2 758 2 846
295 037 337 300 325 013 352 560 418 357 52 940 53 484 77 326 90 145 105 545 22 513 39 787 41 049 42 421ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Custos 39 810 32 124 33 389 34 642 35 858 6 514 3 908 4 125 4 380 4 567 22 335 101 174 181Remunerações a Liquidar 20 167 20 821 21 787 22 824 23 694 3 778 2 363 2 473 2 591 2 689Valor para ajustamentoOutros 19 642 11 303 11 602 11 818 12 165 2 737 1 545 1 652 1 789 1 878 22 335 101 174 181
Proveitos Diferidos 1 389 576 1 450 965 1 515 607 1 601 273 1 699 426 36 053 27 677 22 402 19 934 18 144 14 208 14 679 20 955 20 955 20 955Subsídios para Investimento 1 328 610 1 396 138 1 464 374 1 533 732 1 605 403 34 956 26 217 17 478 8 739Impostos Diferidos 60 848 54 706 51 108 67 411 93 894 1 075 1 438 4 900 11 171 18 120 14 208 14 679 20 955 20 955 20 955Outros 118 121 125 129 129 22 23 23 24 24
1 429 385 1 483 089 1 548 996 1 635 915 1 735 285 42 567 31 585 26 527 24 314 22 711 36 542 14 679 21 056 21 130 21 136
Total do Passivo 3 371 672 3 511 517 3 568 053 3 681 953 3 843 087 334 240 323 159 339 562 347 366 357 901 36 542 37 192 60 842 62 179 63 557
TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO 4 678 190 4 798 556 4 888 716 5 052 573 5 271 028 529 750 490 701 498 122 502 252 514 531 40 497 38 119 60 864 60 864 60 864
OPERADOR DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Passivo e Capitais PrópriosDistribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Redes Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte [2]
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
182
Quadro II - 5- Balanços da EDP Distribuição entre 2004 e 2008 - Capital Próprio e Passivo
2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008CAPITAIS PRÓPRIOS
Capital + Reservas + Resultados Transitados 58 797 60 890 61 976 61 657 54 461 1 444 389 1 455 443 1 459 000 1 463 734 1 470 166Resultado Liquido do Exercício 17 388 5 790 1 627 -6 209 -4 653 137 777 66 744 83 848 115 905 161 520
Total do Capital Próprio 76 184 66 680 63 604 55 447 49 808 1 582 166 1 522 187 1 542 849 1 579 639 1 631 686
PASSIVOProvisão para riscos e encargos
Provisão para pensões e actos médicos 26 393 27 024 27 602 28 111 28 546 362 679 401 869 437 789 469 367 496 375Outras provisões 47 833 44 491 40 990 37 499 34 008 392 970 397 420 360 682 323 956 287 174
74 226 71 515 68 592 65 610 62 554 755 649 799 289 798 471 793 323 783 549Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo
Dívida a Instituições de CréditoEmpresas do Grupo - empréstimos [1] 19 303 19 303 19 303 19 303 19 303 1 216 307 1 216 307 1 216 307 1 216 307 1 216 307Outros Credores 39 143 43 790 45 059 44 899 46 113 40 225 43 790 45 059 44 899 46 113Imobilizado (DL 344-B/82) 6 475 4 439 2 870 1 669 1 092
58 446 63 093 64 362 64 203 65 416 1 263 007 1 264 536 1 264 237 1 262 875 1 263 512Dívidas a Terceiros - Curto prazo
Fornecedores c/c 291 618 310 848 311 148 314 172 314 297 326 437 347 095 347 430 350 806 350 947Empresas do Grupo - empréstimos [1] 9 689 160 501 268 190 303 745 351 486 430 052Dívida a Instituições de Crédito 8Estado e Outros Entes Público 7 415 3 880 1 446 880 893 98 088 51 803 43 924 37 632 42 457Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente 4 263 3 292 3 125 3 008 2 881 56 078 43 305 41 110 39 562 37 896Outros Credores 4 369 4 540 4 694 4 844 4 999 24 219 25 464 26 329 27 172 28 041
317 355 322 559 320 413 322 904 323 070 665 332 735 856 762 538 806 658 889 392ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Custos 14 552 13 178 13 545 13 985 14 435 83 211 49 210 51 160 53 182 55 042Remunerações a Liquidar 2 052 379 397 416 432 25 996 23 564 24 657 25 831 26 815Valor para ajustamentoOutros 12 501 12 799 13 148 13 569 14 003 57 215 25 646 26 503 27 351 28 227
Proveitos Diferidos 150 282 154 751 162 060 170 505 179 630 1 590 118 1 648 073 1 721 025 1 812 666 1 918 156Subsídios para Investimento 1 363 566 1 422 355 1 481 852 1 542 471 1 605 403Impostos Diferidos 589 717 2 789 6 137 10 003 76 719 71 540 79 753 105 674 142 973Outros 149 693 154 034 159 271 164 368 169 627 149 832 154 178 159 420 164 521 169 780
164 834 167 929 175 605 184 490 194 065 1 673 329 1 697 283 1 772 184 1 865 848 1 973 198
Total do Passivo 614 861 625 096 628 973 637 206 645 105 4 357 316 4 496 965 4 597 430 4 728 704 4 909 651
TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO 691 046 691 777 692 577 692 653 694 914 5 939 483 6 019 152 6 140 279 6 308 343 6 541 337
TOTALCompra e Venda do Acesso às Redes de Transp. e Dist.
COMERCIALIZADOR REGULADO
Passivo e Capitais Próprios
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
183
Quadro II - 6 - Demonstrações de resultados EDP Distribuição entre 2004 e 2008
2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 1 171 614 1 195 804 1 246 472 1 332 948 1 399 921 209 865 190 261 201 215 211 498 216 503 384 073 535 327 557 557 579 789 603 244Vendas
De energia eléctrica 911 013 948 252 986 182 999 473 1 029 847 159 727 134 656 138 935 138 839 141 146 402 158 537 760 551 812 579 789 603 244Materiais diversos 1 608 1 655 1 711 1 766 1 822 1 126 1 158 1 198 1 236 1 275
Ajustamento tarifário 18 118 6 368 13 663 84 084 118 500 1 147 1 586 12 840 23 031 25 477 -18 085 -2 433 5 745Prestações de serviços 5 911 6 174 6 480 6 788 7 110Variação da produçãoTrabalhos para a própria empresa 158 054 152 569 155 052 155 212 155 424 36 640 40 431 35 665 35 666 35 727Proveitos suplementares 5 489 6 384 6 601 6 812 7 030 114 114 118 122 125Subsídios à exploração 120 529 547 565 583 22 60 62 64 66Compensação de Amortizações de Imobiliz. Subsidiados 62 679 65 332 67 281 68 869 69 779 9 723 8 739 8 739 8 739 8 739Outros proveitos e ganhos operacionais 8 621 8 541 8 954 9 380 9 827 1 367 3 517 3 659 3 800 3 947
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 1 026 614 1 088 892 1 109 403 1 148 974 1 161 346 189 058 203 301 209 293 213 312 210 828 383 722 534 750 557 557 579 789 603 244Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Aquisições à RNT 383 722 534 750 557 557 579 789 603 244Aquisições no âmbito da parcela livreAquisições aos PREMateriais diversos 98 147 97 521 99 120 98 228 97 324 25 963 25 782 22 696 22 367 22 030
Fornecimentos e serviços externos 118 993 139 336 144 468 148 228 152 827 31 526 69 040 81 171 83 158 84 828Custos com o pessoal 296 613 277 121 276 711 280 162 282 431 66 781 43 381 43 384 43 988 44 415Amortizações 284 844 294 324 302 619 310 322 315 393 58 705 52 858 52 621 51 880 50 880Provisões 37 480 47 914 45 622 42 410 39 026 5 996 5 438 5 178 4 813 4 429Impostos 1 613 56Outros custos e perdas operacionais 188 924 232 674 240 864 269 625 274 345 30 6 803 4 243 7 106 4 246
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 145 000 106 912 137 068 183 974 238 575 20 808 -13 040 -8 077 -1 814 5 675 351 577
Proveitos e ganhos financeiros (D) 1 348 1 367 1 399 1 429 1 461 2 15Custos e perdas financeiras (E) 46 736 48 843 55 424 54 034 55 172 5 022 5 483 6 731 7 356 7 781 135 226 234
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) -45 388 -47 476 -54 025 -52 605 -53 712 -5 021 -5 483 -6 731 -7 356 -7 781 15 -135 -226 -234
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) 99 612 59 436 83 043 131 369 184 863 15 787 -18 523 -14 808 -9 170 -2 106 351 593 -135 -226 -234
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 55 154 42 181 42 706 42 975 43 058 10 906 7 407 7 559 7 615 7 692Custos e perdas extraordinários (I) 22 707 5 699 3 746 4 800 4 198 3 715 675 701 830 771
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 32 447 36 482 38 960 38 175 38 860 7 191 6 732 6 858 6 786 6 921
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 132 059 95 918 122 003 169 544 223 723 22 978 -11 790 -7 950 -2 384 4 814 351 593 -135 -226 -234
IRC (L) 32 854 23 321 31 033 43 710 59 702 5 717 1 285 87 48
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 99 205 72 597 90 970 125 835 164 022 17 261 -11 790 -7 950 -2 384 3 529 264 545 -135 -226 -234
OPERADOR DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
RubricasCompra e Venda do Acesso à Rede de TransporteDistribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Redes
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
184
Quadro II - 7 - Demonstrações de resultados EDP Distribuição entre 2004 e 2008
2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 109 749 96 556 104 032 107 347 109 321 1 945 268 2 026 826 2 003 097 1 988 609 1 977 860 1 259 421 1 248 520 1 220 950 1 211 874 3 820 569 4 044 775 4 112 373 4 220 191 4 306 849Vendas
De energia eléctrica 98 146 82 574 82 370 80 433 79 883 2 039 147 2 022 679 1 986 021 1 988 609 1 977 860 1 259 421 1 248 520 1 220 950 1 211 874 3 610 192 3 725 921 3 745 321 3 787 144 3 831 979Materiais diversos 2 734 2 813 2 908 3 002 3 098
Ajustamento tarifário 582 610 7 669 12 299 14 171 -93 880 4 148 17 076 -92 118 10 280 56 994 119 414 158 148Prestações de serviços 9 379 9 796 10 281 10 769 11 280 15 290 15 970 16 760 17 556 18 390Variação da produçãoTrabalhos para a própria empresa 555 195 249 192 999 190 717 190 878 191 151Proveitos suplementares 134 121 125 129 133 5 737 6 618 6 843 7 062 7 288Subsídios à exploração 12 10 10 10 11 154 599 620 639 660Compensação de Amortizações de Imobiliz. Subsidiados 72 402 74 071 76 020 77 608 78 518Outros proveitos e ganhos operacionais 941 3 446 3 577 3 708 3 844 10 928 15 504 16 190 16 888 17 618
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 111 328 126 108 125 009 136 597 137 463 1 940 397 2 027 336 2 003 097 1 988 609 1 977 860 1 259 421 1 248 520 1 220 950 1 211 874 3 651 118 3 980 386 4 004 359 4 067 280 4 090 741Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Aquisições à RNT 1 789 064 1 901 946 1 997 872 1 983 170 1 972 421 1 259 421 1 248 520 1 220 950 1 211 874 2 172 786 2 436 695 2 555 429 2 562 959 2 575 665Aquisições no âmbito da parcela livre 151 333 125 390 151 333 125 390Aquisições aos PREMateriais diversos 56 124 166 123 303 121 816 120 595 119 354
Fornecimentos e serviços externos 67 286 99 067 100 104 100 318 100 694 5 225 5 439 5 439 217 805 307 443 330 967 337 143 343 788Custos com o pessoal 33 932 16 137 16 173 16 430 16 625 397 326 336 639 336 268 340 580 343 470Amortizações 5 766 1 630 2 107 2 112 2 164 349 316 348 811 357 346 364 314 368 438Provisões 4 057 4 625 4 162 14 368 15 516 47 532 57 978 54 962 61 591 58 971Impostos 32 1 701Outros custos e perdas operacionais 198 4 649 2 463 3 368 2 464 189 153 244 127 247 570 280 099 281 055
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) -1 579 -29 552 -20 977 -29 250 -28 142 4 871 -509 169 451 64 389 108 014 152 911 216 108
Proveitos e ganhos financeiros (D) 17 066 18 405 20 653 20 548 20 986 112 18 415 19 899 22 051 21 978 22 447Custos e perdas financeiras (E) 1 196 831 866 852 853 663 1 110 1 145 52 954 55 157 63 819 63 579 65 185
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) 15 870 17 574 19 786 19 696 20 133 112 -663 -1 110 -1 145 -34 539 -35 257 -41 768 -41 601 -42 738
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) 14 290 -11 978 -1 191 -9 554 -8 009 4 871 -397 -663 -1 110 -1 145 134 912 29 131 66 246 111 310 173 369
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 17 984 31 196 15 085 15 350 15 572 84 044 80 785 65 350 65 940 66 322Custos e perdas extraordinários (I) 9 128 11 569 11 712 12 006 12 216 35 550 17 943 16 158 17 635 17 185
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 8 856 19 628 3 373 3 344 3 356 48 494 62 842 49 191 48 305 49 137
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 23 146 7 650 2 183 -6 209 -4 653 4 871 -397 -663 -1 110 -1 145 183 405 91 973 115 437 159 615 222 506
IRC (L) 5 758 1 860 555 1 212 45 628 25 229 31 588 43 710 60 986
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 17 388 5 790 1 627 -6 209 -4 653 3 659 -397 -663 -1 110 -1 145 137 777 66 744 83 848 115 905 161 520
RubricasComercialização Compra e Venda do Aceso às Redes de Transp. e Dist.
COMERCIALIZADOR REGULADOCompra e Venda de Energia Eléctrica
TOTAL
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
185
Quadro II - 8 - Nº médio de clientes da EDP Distribuição entre 2004 e 2008
Rubricas 2004 2005 2006 2007 2008
Clientes SEP 5 792 436 5 859 458 5 858 555 5 778 558 5 730 822MAT 18 20 19 20 20AT 142 167 188 201 209MT 18 612 17 064 15 591 15 276 15 334BTE 27 745 25 589 24 536 25 098 24 821BTN (sem IP) 5 702 909 5 771 832 5 771 872 5 690 164 5 641 188IP 43 011 44 788 46 350 47 800 49 250
Clientes SENV 3 380 8 025 98 026 269 152 408 278MAT 1 2 2 3AT 3 5 7 8 9MT 2 527 4 438 6 239 6 891 7 324BTE 850 3 582 5 057 4 976 5 748BTN 86 721 257 276 395 194
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
186
Quadro II - 9 - Nº médio de efectivos da EDP Distribuição entre 2004 e 2008
DEE CR C Total DEE CR C Total DEE CR C Total DEE CR C Total DEE CR C Total
Departamentos específicos 4 405 864 430 5 699 4 018 441 18 4 477 3 979 437 18 4 433 3 945 433 17 4 395 3 882 426 17 4 325
Departamentos comuns 173 29 50 252 140 31 58 229 138 31 57 227 137 30 57 225 135 30 56 221
Total 4 577 894 480 5 951 4 158 472 76 4 706 4 117 467 75 4 660 4 082 463 74 4 620 4 017 456 73 4 547
2008Rubricas
20062004 20072005
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
187
Quadro II - 10 - Plano de investimentos a custos técnicos da EDP Distribuição em 2005
Unidade: 103 EUROS
RubricasAT MT BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL
Imobilizado (DL 344-B/82)Terrenos e Recursos Naturais 26 84 128 237 10 6 28 44 3 2 20 25 306Edifícios e Outras Construções 331 1 077 1 643 3 051 128 83 361 571 33 21 262 316 3 938Equipamento Básico 36 677 160 554 108 690 305 921 10 097 891 39 126 50 114 3 2 27 33 356 068
Linhas/Redes Aéreas 16 669 61 376 30 269 108 314 108 314Cabos/Redes Subterrâneas 10 025 23 994 18 913 52 932 52 932Chegadas Aéreas 4 771 4 771 4 771Chegadas Subterrâneas 8 698 8 698 8 698Subestações 60 990 60 990 60 990Postos de Transformação 20 933 20 933 20 933Postos de Corte e Seccionamento 4 843 4 843 4 843Equipas de Contagem e Medida/Contadores e Acessório 10 084 882 39 088 50 055 50 055Iluminação Pública 24 732 24 732 24 732Outros Equipamentos Básicos 5 140 14 193 374 19 707 13 9 38 59 3 2 27 33 19 799
Equipamento de Transporte 363 1 185 1 766 3 314 151 91 134 376 18 12 32 61 3 752Ferramentas e Utensílios 47 154 234 435 18 12 51 82 5 3 37 45 562Equipamento Administrativo 2 296 3 668 4 493 10 458 1 587 152 663 2 403 60 39 482 580 13 440Diferenças CâmbioOutro Imobilizado Corpóreo 2 13 19 35 10 3 23 36 71
TOTAL 39 742 166 735 116 974 323 451 11 992 1 235 40 363 53 590 131 81 883 1 096 378 137
2005Actividade de distribuição Actividade de comercialização de Actividade de comercialização Total das
actividade
Fonte EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
188
Quadro II - 11 - Plano de investimentos a custos técnicos da EDP Distribuição em 2006
Unidade: 103 EUROS
RubricasAT MT BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL
Imobilizado (DL 344-B/82)Terrenos e Recursos Naturais 26 84 128 237 10 6 28 44 3 2 20 25 306Edifícios e Outras Construções 331 1 077 1 643 3 051 128 83 361 571 33 21 262 316 3 938Equipamento Básico 39 900 153 471 109 923 303 294 2 204 910 39 985 43 099 3 2 27 33 346 426
Linhas/Redes Aéreas 21 854 58 950 30 224 111 028 111 028Cabos/Redes Subterrâneas 11 793 21 434 18 884 52 111 52 111Chegadas Aéreas 4 764 4 764 4 764Chegadas Subterrâneas 8 685 8 685 8 685Subestações 59 993 59 993 59 993Postos de Transformação 21 508 21 508 21 508Postos de Corte e Seccionamento 1 512 1 512 1 512Equipas de Contagem e Medida/Contadores e Acessório 2 191 901 39 948 43 040 43 040Iluminação Pública 25 499 25 499 25 499Outros Equipamentos Básicos 4 741 13 094 358 18 194 13 9 38 59 3 2 27 33 18 286
Equipamento de Transporte 363 1 185 1 766 3 314 151 91 134 376 18 12 32 61 3 752Ferramentas e Utensílios 47 154 234 435 18 12 51 82 5 3 37 45 562Equipamento Administrativo 1 972 3 196 3 937 9 106 1 369 136 592 2 097 53 35 430 518 11 720Diferenças CâmbioOutro Imobilizado Corpóreo 2 13 19 35 10 3 23 36 71
TOTAL 42 642 159 180 117 651 319 473 3 880 1 238 41 151 46 269 125 77 831 1 033 366 776
2006Actividade de distribuição Actividade de comercialização de Actividade de comercialização Total das
actividade
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
189
Quadro II - 12 - Plano de investimentos a custos técnicos da EDP Distribuição em 2007
Unidade: 103 EUROS
RubricasAT MT BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL
Imobilizado (DL 344-B/82)Terrenos e Recursos Naturais 26 84 128 237 10 6 28 44 3 2 20 25 306Edifícios e Outras Construções 331 1 077 1 643 3 051 128 83 361 571 33 21 262 316 3 938Equipamento Básico 40 087 152 039 113 378 305 504 2 255 718 31 461 34 434 3 2 27 33 339 971
Linhas/Redes Aéreas 22 371 56 260 31 755 110 386 110 386Cabos/Redes Subterrâneas 12 074 22 535 19 840 54 450 54 450Chegadas Aéreas 5 006 5 006 5 006Chegadas Subterrâneas 9 125 9 125 9 125Subestações 61 883 61 883 61 883Postos de Transformação 21 731 21 731 21 731Postos de Corte e Seccionamento 1 549 59 1 608 1 608Equipas de Contagem e Medida/Contadores e Acessório 2 242 709 31 423 34 374 34 374Iluminação Pública 25 589 25 589 25 589Outros Equipamentos Básicos 4 092 11 302 332 15 727 13 9 38 59 3 2 27 33 15 819
Equipamento de Transporte 363 1 185 1 766 3 314 151 91 134 376 18 12 32 61 3 752Ferramentas e Utensílios 47 154 234 435 18 12 51 82 5 3 37 45 562Equipamento Administrativo 1 929 3 123 3 828 8 881 1 401 133 577 2 110 52 34 419 505 11 496Diferenças CâmbioOutro Imobilizado Corpóreo 15 84 120 219 66 17 146 229 448
TOTAL 42 797 157 746 121 098 321 641 3 964 1 042 32 612 37 618 179 91 944 1 213 360 473
2007Actividade de distribuição Actividade de comercialização de Actividade de comercialização Total das
actividade
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo II
190
Quadro II - 13 - Plano de investimentos a custos técnicos da EDP Distribuição em 2008
Unidade: 103 EUROS
RubricasAT MT BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL MAT/AT/MT BTE BT TOTAL
Imobilizado (DL 344-B/82)Terrenos e Recursos Naturais 26 84 128 237 10 6 28 44 3 2 20 25 306Edifícios e Outras Construções 331 1 077 1 643 3 051 128 83 361 571 33 21 262 316 3 938Equipamento Básico 39 330 149 197 110 748 299 274 2 306 704 30 875 33 886 3 2 27 33 333 193
Linhas/Redes Aéreas 21 944 55 211 31 158 108 312 108 312Cabos/Redes Subterrâneas 11 845 22 114 19 467 53 426 53 426Chegadas Aéreas 4 911 4 911 4 911Chegadas Subterrâneas 8 953 8 953 8 953Subestações 60 718 60 718 60 718Postos de Transformação 21 322 21 322 21 322Postos de Corte e Seccionamento 1 524 58 1 582 1 582Equipas de Contagem e Medida/Contadores e Acessório 2 293 696 30 837 33 826 33 826Iluminação Pública 24 608 24 608 24 608Outros Equipamentos Básicos 4 017 11 096 330 15 442 13 9 38 59 3 2 27 33 15 535
Equipamento de Transporte 363 1 185 1 766 3 314 151 91 134 376 18 12 32 61 3 752Ferramentas e Utensílios 47 154 234 435 18 12 51 82 5 3 37 45 562Equipamento Administrativo 1 923 3 102 3 797 8 822 1 142 131 570 1 843 52 33 414 499 11 164Diferenças CâmbioOutro Imobilizado Corpóreo 15 84 120 219 66 17 146 229 448
TOTAL 42 034 154 882 118 437 315 353 3 756 1 027 32 019 36 802 178 91 939 1 207 353 363
2008Actividade de distribuição Actividade de comercialização de Actividade de comercialização Total das
actividade
Fonte: EDP Distribuição
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
191
INFORMAÇÃO RECEBIDA DA EDA
A EDA enviou a informação necessária ao cálculo das tarifas 2006 e para a análise do seu desempenho
para o período 2004-2008, da qual se destaca:
Balanços de energia eléctrica.
Balanço.
Resultados operacionais, por actividade e nível de tensão.
Número de clientes.
Número de efectivos
Investimentos
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
192
Quadro III - 1- Balanços de energia eléctrica da EDA entre 2004 e 2008
Unidade: MWh
Rubrica 2004 2005 2006 2007 2008
1 Produção das centrais (3 + ... + 8) 576 034 666 070 693 766 650 332 704 1622 Térmica 576 034 666 070 693 766 650 332 704 1623 Fuel 503 810 605 406 629 821 583 059 639 6194 Gasóleo 72 224 60 664 63 945 67 273 64 5435 Hídrica 0 0 0 0 06 Éolica 0 0 0 0 07 Geotérmica 0 0 0 0 08 Outros 0 0 0 0 09 Consumo e perdas das centrais 17 981 19 734 20 735 20 277 21 728
10 Emissão própria (1) - (9) 558 053 646 336 673 031 630 055 682 434
11 Aquisições a outros produtores do SEPA (13 + ... + 18) 0 0 0 0 012 Térmica 0 0 0 0 013 Fuel 0 0 0 0 014 Gasóleo 0 0 0 0 015 Hídrica 0 0 0 0 016 Éolica 0 0 0 0 017 Geotérmica 0 0 0 0 018 Outros 0 0 0 0 0
19 Aquisições ao SENVA (21 + ... + 26 ) 126 653 106 340 131 958 231 206 236 13520 Térmica 277 0 0 0 021 Fuel 277 0 0 0 022 Gasóleo 0 0 0 0 023 Hídrica 30 408 20 180 22 860 23 648 36 02324 Éolica 11 766 11 700 12 300 36 300 36 30025 Geotérmica 83 970 74 460 96 798 171 258 163 81226 Outros 232 0 0 0 0
27 Total da energia entrada na rede (10 + 11 + 19) 684 706 752 676 804 989 861 261 918 569
28 Bombagem 0 0 0 0 0
29 Emissão para a rede do SEPA (27) - (28) 684 706 752 676 804 989 861 261 918 569
30 Consumos próprios 1 498 1 638 0 1 868 1 99231 Compensação síncrona 0 0 0 0 0
32 Fornecimentos SENVA 0 0 0 0 033 AT 0 0 0 0 034 MT 0 0 0 0 03536 Fornecimentos SEPA 620 523 678 477 726 631 773 529 825 14037 AT 0 0 0 0 038 MT 224 682 253 412 271 965 290 815 310 39039 Indústria 92 819 115 150 123 285 132 644 141 72440 Outros 131 863 138 262 148 680 158 171 168 66641 BT 395 841 425 065 454 666 482 714 514 75042 Domésticos 218 884 236 704 252 832 268 819 286 67443 Indústria 18 577 21 062 22 539 24 033 25 62444 Iluminação Pública 27 927 29 018 30 985 32 929 35 08845 Outros 130 453 138 281 148 310 156 933 167 364
46 Energia Saída da Rede (30) + (31) + (32) + (36) 622 021 680 115 726 631 775 397 827 132
47 Perdas (29) - (46) 62 685 72 561 78 358 85 864 91 437
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
193
Quadro III - 2 - Balanço da EDA em 2004 - Activo
Unidade: 103 EUR
Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo
bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido
ACTIVO
Imobilizado Imobilizações incorpóreas 0 0 0 Despesas de instalação 358 358 0 393 393 0 13 13 0 763 763 Despesas de investigação e de desenvolvimento 3 562 3 507 55 3 904 3 845 60 127 125 2 7 593 7 476 116
3 920 3 865 55 4 297 4 237 60 139 138 2 8 356 8 240 116
Imobilizações corpóreas Terrenos e recursos naturais 1 407 1 407 709 709 211 211 2 328 2 328 Edifícios e outras construções 30 118 7 572 22 546 9 463 2 384 7 078 1 713 121 1 593 41 294 10 077 31 217 Equipamento básico 152 064 44 772 107 292 186 287 53 471 132 816 4 640 2 595 2 045 342 991 100 838 242 153 Equipamento de transporte 270 175 95 4 209 3 216 993 67 47 19 4 546 3 439 1 107 Ferramentas e utensílios 1 601 1 129 472 1 676 1 153 523 41 24 16 3 318 2 307 1 011 Equipamento administrativo 6 889 5 050 1 839 8 154 6 359 1 794 987 649 338 16 039 12 059 3 981 Outras imobilizações corpóreas 23 987 10 588 13 399 26 664 8 654 18 010 38 35 3 50 679 19 277 31 403 Imobilizações em curso 21 258 21 258 11 054 11 054 4 4 32 316 32 316
237 594 69 286 168 308 248 216 75 238 172 978 7 702 3 472 4 230 493 511 147 996 345 515
Investimentos financeiros Partes de capital em empresas do grupo 0 0 0 Empréstimos a empresas do grupo 0 0 0 Partes de capital em empresas associadas 28 249 33 28 216 562 6 556 35 0 34 28 846 40 28 806 Títulos e outras aplicações financeiras 0 0 0
28 249 33 28 216 562 6 556 35 0 34 28 846 40 28 806
Circulante Existências Matérias-primas, subsidiárias e de consumo 2 817 68 2 749 1 961 10 1 951 116 116 4 894 78 4 816
2 817 68 2 749 1 961 10 1 951 116 0 116 4 894 78 4 816
Dívidas de terceiros - Médio e longo prazo Clientes, c/c 0 0 0 Empresas do grupo
0 0 0 0 0 0
Dívidas de terceiros - Curto prazo Clientes, c/c 18 066 42 18 023 5 908 20 5 888 2 477 33 2 445 26 451 95 26 356 Clientes de cobrança duvidosa 0 0 0 Adiantamento a fornecedores 0 0 0 Adiantamento a fornecedores de imobilizado 0 0 0 Estado e outros entes públicos 1 821 1 821 1 997 1 997 65 65 3 883 3 883 Outros devedores 2 375 2 375 758 758 105 105 3 238 3 238 Subscritores de Capital 0 0 0
22 262 42 22 219 8 663 20 8 643 2 647 33 2 615 33 571 95 33 476
Depósitos bancários e caixa Depósitos bancários 0 0 Caixa 0 0 997 997 997 997
0 0 0 0 997 997 997 997
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de proveitos 24 333 24 333 8 237 8 237 3 299 3 299 35 870 35 870
Compensação Tarifária (1998-2003) 17 456 17 456 5 708 5 708 2 394 2 394 25 558 25 558Valor para ajustamento 0 0 0 7 948 7 948Outros proveitos 6 877 6 877 2 529 2 529 905 905 2 364 2 364
Custos diferidos 5 543 5 543 5 723 5 723 972 972 12 238 12 238Grandes Reparações 0 0 0Impostos Diferidos 2 319 2 319 2 202 2 202 873 873 5 394 5 394Outros Custos 3 224 3 224 3 521 3 521 99 99 6 843 6 843
29 876 29 876 13 960 13 960 4 271 4 271 48 108 48 108
Total de amortizações 73 151 79 475 3 609 156 236 Total de provisões 143 36 33 212
Total do activo 324 718 73 294 251 423 277 659 79 511 198 148 15 908 3 642 12 265 618 283 156 448 461 835
EDA - TOTALPRODUÇÃO Distribuição de Energia Eléctrica COMERCIAL
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
194
Quadro III - 3 - Balanço da EDA em 2004 - Passivo e Capitais Próprios
Unidade: 103 EUR
CAPITAL PRÓPRIO E PASSIVO
Capital próprio Capital 54 924 3 439 870 59 233
Subtotal 54 924 3 439 870 59 233
Resultado líquido do exercício 6 675 1 145 116 7 936
Total do capital próprio 61 599 4 584 986 67 169
Passivo Provisões para riscos e encargos Outras provisões para riscos e encargos 0
0 0 0 0
Dívidas a terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 16 352 18 034 494 34 880 Dívidas a instituições de crédito 86 339 95 221 2 609 184 169 Outros credores 158 0 0 158
102 849 113 255 3 103 219 207
Dívidas a terceiros - Curto prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis Dívidas a instituições de crédito 15 728 17 346 475 33 549 Fornecedores, c/c 17 263 2 170 1 208 20 642 Fornecedores - Facturas em recepção e conferência 0 Fornecedores de imobilizado, c/c 9 186 10 070 327 19 583 Estado e outros entes públicos 329 324 98 751 Outros credores 779 105 969 1 854
43 285 30 015 3 077 76 378
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de custos 14 114 13 517 5 044 32 675
Remunerações a liquidar 1 285 1 220 484 2 990Valor para ajustamento 0Fundo de Pensões 28 022Outros 12 828 12 297 4 560 1 663
Proveitos diferidos 29 575 36 777 54 66 406Subsídios para Investimento 29 270 36 443 43 65 757Impostos diferidos 304 334 11 649Outros 0
43 689 50 294 5 098 99 081
Total do passivo 189 823 193 564 11 278 394 666
Total do capital próprio e do passivo 251 422 198 148 12 264 461 835
PRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO Distribuição de Energia Eléctrica EDA - TOTAL
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
195
Quadro III - 4 - Balanço da EDA em 2005 - Activo
Unidade: 103 EUR
Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo
bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido
ACTIVO
Imobilizado Imobilizações incorpóreas 0 0 0 Despesas de instalação 358 358 0 393 393 0 13 13 0 763 763 0 Despesas de investigação e de desenvolvimento 3 758 3 758 0 4 107 4 106 1 133 133 0 7 999 7 998 1
4 116 4 116 0 4 500 4 499 1 146 146 0 8 762 8 761 1
Imobilizações corpóreas Terrenos e recursos naturais 1 407 0 1 407 709 709 211 211 2 327 2 327 Edifícios e outras construções 30 118 8 698 21 420 9 463 2 632 6 830 1 713 195 1 518 41 294 11 526 29 768 Equipamento básico 182 928 51 701 131 227 203 550 60 053 143 497 5 655 2 987 2 669 392 133 114 741 277 393 Equipamento de transporte 270 201 69 4 209 3 437 772 67 52 15 4 546 3 689 857 Ferramentas e utensílios 1 601 1 297 304 1 676 1 266 410 41 30 11 3 318 2 593 725 Equipamento administrativo 6 889 5 801 1 088 8 154 7 067 1 086 987 762 226 16 030 13 630 2 400 Outras imobilizações corpóreas 24 649 12 163 12 486 27 447 9 618 17 828 259 41 218 52 355 21 822 30 533 Imobilizações em curso 12 003 12 003 11 236 11 236 201 201 23 440 23 440
259 866 79 861 180 004 266 443 84 074 182 369 9 134 4 066 5 068 535 443 168 001 367 442
Investimentos financeiros Partes de capital em empresas do grupo 0 0 0 Empréstimos a empresas do grupo 0 0 0 Partes de capital em empresas associadas 28 216 28 216 555 555 34 34 28 806 28 806 Títulos e outras aplicações financeiras 0 0 0
28 216 0 28 216 555 0 555 34 0 34 28 806 28 806
Circulante Existências Matérias-primas, subsidiárias e de consumo 3 052 68 2 984 501 10 491 15 15 3 569 78 3 491
3 052 68 2 984 501 10 491 15 0 15 3 569 78 3 491
Dívidas de terceiros - Médio e longo prazo Clientes, c/c 0 0 0 Empresas do grupo
0 0 0 0 0 0
Dívidas de terceiros - Curto prazo Clientes, c/c 18 424 70 18 354 6 024 29 5 995 1 516 7 1 509 25 964 105 25 859 Clientes de cobrança duvidosa 0 0 0 Adiantamento a fornecedores 0 0 0 Adiantamento a fornecedores de imobilizado 0 0 0 Estado e outros entes públicos 3 217 3 217 3 856 3 856 112 112 7 185 7 185 Outros devedores 1 767 1 767 1 204 1 204 170 170 3 140 3 140 Subscritores de Capital 0 0 0
23 408 70 23 338 11 084 29 11 054 1 798 7 1 791 36 289 105 36 184
Depósitos bancários e caixa Depósitos bancários 0 0 Caixa 0 0 334 334 334 334
0 0 0 0 334 334 334 334
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de proveitos 17 917 17 917 9 344 9 344 5 344 5 344 32 605 32 605
Compensação Tarifária (1998-2003) 16 868 16 868 8 152 8 152 5 121 5 121 30 141 30 141Valor para ajustamento 0 0 0 0 0 0Outros proveitos 1 049 1 049 1 192 1 192 222 222 2 463 2 463
Custos diferidos 8 447 8 447 10 168 10 168 2 761 2 761 21 376 21 376Grandes Reparações 0 0 0 0 844 844 844 844Impostos Diferidos 2 374 2 374 2 177 2 177 1 918 1 918 6 468 6 468Outros Custos 6 073 6 073 7 991 7 991 0 0 14 064 14 064
26 364 26 364 19 512 19 512 8 105 8 105 53 981 53 981
Total de amortizações 83 978 88 573 4 212 176 762 Total de provisões 138 39 7 183
Total do activo 345 022 84 115 260 906 302 595 88 611 213 984 19 566 4 218 15 348 667 183 176 945 490 238
EDA - TOTALPRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
196
Quadro III - 5 - Balanço da EDA em 2005 - Passivo e Capitais Próprios
Unidade: 103 EUR
PRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL EDA - TOTAL
CAPITAL PRÓPRIO E PASSIVO
Capital próprio Capital 56 527 7 153 3 494 67 173 Dotações para capital 0 Ajustamentos de partes de capital em filiais e associadas 0 Reservas de reavaliação 0 Reservas 0 Reservas legais 0 Reservas estatutárias 0 Outras reservas 0
Resultados transitados 0
Subtotal 56 527 7 153 3 494 67 173
Resultado líquido do exercício 11 652 1 474 720 13 846
Total do capital próprio 68 178 8 627 4 214 81 019
Passivo Provisões para riscos e encargos Outras provisões para riscos e encargos 0 0 0 0
0 0 0 0
Dívidas a terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 16 855 17 432 593 34 880 Dívidas a instituições de crédito 87 468 90 465 3 077 181 010 Outros credores 69 83 2 155
104 392 107 980 3 673 216 044
Dívidas a terceiros - Curto prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 0 0 0 Dívidas a instituições de crédito 25 341 26 209 891 52 441 Fornecedores, c/c 6 416 6 636 226 13 277 Fornecedores - Facturas em recepção e conferência 0 Fornecedores de imobilizado, c/c 7 579 7 839 267 15 685 Estado e outros entes públicos 2 280 2 535 305 5 119 Outros credores 546 172 1 191 1 909
42 161 43 391 2 879 88 431
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de custos 18 208 17 913 4 427 40 548
Remunerações a liquidar 1 331 1 346 379 3 056Valor para ajustamento 0 0 0 0Fundo de Pensões 0Outros 16 877 16 567 4 048 37 492
Proveitos diferidos 27 966 36 073 156 64 195Subsídios para Investimento 27 662 35 739 145 63 546Impostos diferidos 304 334 11 649Outros 0 0 0 0
46 175 53 986 4 583 104 743
Total do passivo 192 728 205 356 11 134 409 218
Total do capital próprio e do passivo 260 906 213 984 15 348 490 238 Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
197
Quadro III - 6 - Balanço da EDA em 2006 - Activo
Unidade: 103 EUR
Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo
bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido
ACTIVO
Imobilizado Imobilizações incorpóreas 0 0 0 Despesas de instalação 358 358 0 393 393 0 13 13 0 763 763 0 Despesas de investigação e de desenvolvimento 3 825 3 825 0 4 700 4 498 202 147 147 0 8 673 8 470 202
4 183 4 183 0 5 093 4 891 202 160 160 0 9 436 9 234 202
Imobilizações corpóreas Terrenos e recursos naturais 1 407 1 407 709 709 211 211 2 327 2 327 Edifícios e outras construções 31 115 9 942 21 173 10 955 2 899 8 057 1 748 269 1 479 43 819 13 110 30 709 Equipamento básico 205 645 59 565 146 080 218 564 66 879 151 685 6 625 3 466 3 159 430 834 129 910 300 924 Equipamento de transporte 270 230 40 4 209 3 563 647 67 53 14 4 546 3 845 701 Ferramentas e utensílios 1 601 1 482 119 1 676 1 332 344 41 32 8 3 318 2 847 471 Equipamento administrativo 6 889 6 584 305 8 154 7 415 739 987 795 192 16 030 14 794 1 236 Outras imobilizações corpóreas 28 751 13 949 14 803 28 468 11 255 17 213 1 636 197 1 439 58 856 25 401 33 455 Imobilizações em curso 1 380 1 380 14 755 14 755 22 22 16 157 16 157
277 058 91 751 185 307 287 491 93 343 194 148 11 337 4 813 6 524 575 886 189 906 385 980
Investimentos financeiros Partes de capital em empresas do grupo 0 0 0 Empréstimos a empresas do grupo 0 0 0 Partes de capital em empresas associadas 28 216 28 216 555 555 34 34 28 806 28 806 Títulos e outras aplicações financeiras 0 0 0
28 216 0 28 216 555 0 555 34 0 34 28 806 28 806
Circulante Existências Matérias-primas, subsidiárias e de consumo 3 295 68 3 227 496 10 486 1 1 3 792 78 3 714
3 295 68 3 227 496 10 486 1 0 1 3 792 78 3 714
Dívidas de terceiros - Médio e longo prazo Clientes, c/c 0 0 0 Empresas do grupo
0 0 0 0 0 0
Dívidas de terceiros - Curto prazo Clientes, c/c 17 610 67 17 543 5 657 28 5 629 1 418 6 1 411 24 685 101 24 584 Clientes de cobrança duvidosa 0 0 0 Adiantamento a fornecedores 0 0 0 Adiantamento a fornecedores de imobilizado 0 0 0 Estado e outros entes públicos 3 478 3 478 4 168 4 168 121 121 7 767 7 767 Outros devedores 1 714 1 714 1 168 1 168 164 164 3 046 3 046 Subscritores de Capital 0 0 0
22 801 67 22 734 10 993 28 10 965 1 704 6 1 697 35 498 101 35 397
Depósitos bancários e caixa Depósitos bancários 0 0 Caixa 0 0 170 170 170 170
0 0 0 0 170 170 170 170
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de proveitos 16 056 16 056 8 424 8 424 4 782 4 782 29 262 29 262
Compensação Tarifária (1998-2003) 15 040 15 040 7 269 7 269 4 567 4 567 26 876 26 876Valor para ajustamento 0 0 0 0 0 0Outros proveitos 1 016 1 016 1 155 1 155 215 215 2 386 2 386
Custos diferidos 8 275 8 275 9 994 9 994 2 677 2 677 20 945 20 945Grandes Reparações 0 0 0 0 759 759 759 759Impostos Diferidos 2 202 2 202 2 003 2 003 1 918 1 918 6 122 6 122Outros Custos 6 073 6 073 7 991 7 991 0 0 14 064 14 064
24 331 24 331 18 418 18 418 7 459 7 459 50 207 50 207
Total de amortizações 95 934 98 233 4 973 199 140 Total de provisões 135 38 6 179
Total do activo 359 884 96 068 263 816 323 046 98 271 224 775 20 865 4 979 15 886 703 795 199 318 504 476
EDA - TOTALPRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
198
Quadro III - 7 - Balanço da EDA em 2006 - Passivo e Capitais Próprios
Unidade: 103 EUR
PRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL EDA - TOTAL
CAPITAL PRÓPRIO E PASSIVO
Capital próprio Capital 59 684 17 711 3 624 81 019 Dotações para capital 0 Ajustamentos de partes de capital em filiais e associadas 0 Reservas de reavaliação 0 Reservas 0 Reservas legais 0 Reservas estatutárias 0 Outras reservas 0
Resultados transitados 0
Subtotal 59 684 17 711 3 624 81 019
Resultado líquido do exercício 10 496 3 115 637 14 248
Total do capital próprio 70 180 20 826 4 262 95 268
Passivo Provisões para riscos e encargos Outras provisões para riscos e encargos 0 0 0 0
0 0 0 0
Dívidas a terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 17 008 17 235 637 34 880 Dívidas a instituições de crédito 101 669 103 029 3 808 208 505 Outros credores 68 81 2 152
118 744 120 345 4 447 243 537
Dívidas a terceiros - Curto prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 0 0 0 Dívidas a instituições de crédito 15 523 15 731 581 31 835 Fornecedores, c/c 6 613 6 702 248 13 562 Fornecedores - Facturas em recepção e conferência 0 Fornecedores de imobilizado, c/c 6 626 6 715 248 13 589 Estado e outros entes públicos 760 845 101 1 706 Outros credores 562 177 1 226 1 966
30 084 30 169 2 405 62 658
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de custos 18 450 18 151 4 487 41 087
Remunerações a liquidar 1 376 1 392 392 3 160Valor para ajustamento 0 0 0 0Fundo de Pensões 0Outros 17 073 16 759 4 095 37 928
Proveitos diferidos 26 358 35 283 285 61 926Subsídios para Investimento 26 053 34 949 274 61 277Impostos diferidos 304 334 11 649Outros 0 0 0 0
44 807 53 434 4 772 103 013
Total do passivo 193 636 203 949 11 624 409 208
Total do capital próprio e do passivo 263 816 224 775 15 886 504 476 Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
199
Quadro III - 8 - Balanço da EDA em 2007 - Activo
Unidade: 103 EUR
Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo
bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido
ACTIVO
Imobilizado Imobilizações incorpóreas 0 0 0 Despesas de instalação 358 358 0 393 393 0 13 13 0 763 763 0 Despesas de investigação e de desenvolvimento 4 038 4 038 0 4 700 4 677 23 147 147 0 8 886 8 863 23
4 396 4 396 0 5 093 5 070 23 160 160 0 9 649 9 626 23
Imobilizações corpóreas Terrenos e recursos naturais 1 407 0 1 407 709 709 211 211 2 327 2 327 Edifícios e outras construções 32 527 11 215 21 312 12 477 3 190 9 287 1 798 471 1 327 46 802 14 877 31 926 Equipamento básico 210 251 67 471 142 780 237 844 74 356 163 488 7 624 3 992 3 632 455 719 145 820 309 900 Equipamento de transporte 270 259 11 4 209 3 699 510 67 54 13 4 546 4 013 533 Ferramentas e utensílios 1 601 1 601 0 1 676 1 384 292 41 34 7 3 318 3 019 299 Equipamento administrativo 6 889 6 718 171 8 154 7 828 326 987 831 156 16 030 15 377 653 Outras imobilizações corpóreas 29 462 16 516 12 946 29 233 13 032 16 201 1 661 256 1 405 60 356 29 804 30 551 Imobilizações em curso 8 761 8 761 12 021 12 021 0 0 20 782 20 782
291 168 103 781 187 387 306 324 103 491 202 833 12 389 5 638 6 751 609 880 212 910 396 971
Investimentos financeiros Partes de capital em empresas do grupo 0 0 0 Empréstimos a empresas do grupo 0 0 0 Partes de capital em empresas associadas 28 216 28 216 555 555 34 34 28 806 28 806 Títulos e outras aplicações financeiras 0 0 0
28 216 0 28 216 555 0 555 34 0 34 28 806 28 806
Circulante Existências Matérias-primas, subsidiárias e de consumo 3 223 68 3 155 505 10 496 1 1 3 730 78 3 652
3 223 68 3 155 505 10 496 1 0 1 3 730 78 3 652
Dívidas de terceiros - Médio e longo prazo Clientes, c/c 0 0 0 Empresas do grupo
0 0 0 0 0 0
Dívidas de terceiros - Curto prazo Clientes, c/c 18 779 73 18 705 5 925 30 5 895 1 456 7 1 449 26 159 110 26 049 Clientes de cobrança duvidosa 0 0 0 Adiantamento a fornecedores 0 0 0 Adiantamento a fornecedores de imobilizado 0 0 0 Estado e outros entes públicos 3 345 3 345 4 010 4 010 117 117 7 472 7 472 Outros devedores 1 662 1 662 1 133 1 133 159 159 2 954 2 954 Subscritores de Capital 0 0 0
23 786 73 23 713 11 067 30 11 038 1 732 7 1 725 36 586 110 36 476
Depósitos bancários e caixa Depósitos bancários 0 0 Caixa 0 0 98 98 98 98
0 0 0 0 98 98 98 98
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de proveitos 14 198 14 198 7 505 7 505 4 220 4 220 25 923 25 923
Compensação Tarifária (1998-2003) 13 213 13 213 6 386 6 386 4 012 4 012 23 611 23 611Valor para ajustamento 0 0 0 0 0 0Outros proveitos 985 985 1 119 1 119 208 208 2 312 2 312
Custos diferidos 8 115 8 115 9 834 9 834 2 600 2 600 20 549 20 549Grandes Reparações 0 0 0 0 683 683 683 683Impostos Diferidos 2 042 2 042 1 843 1 843 1 918 1 918 5 803 5 803Outros Custos 6 073 6 073 7 991 7 991 0 0 14 064 14 064
22 313 22 313 17 339 17 339 6 821 6 821 46 472 46 472
Total de amortizações 108 177 108 560 5 798 222 536 Total de provisões 141 40 7 188
Total do activo 373 102 108 319 264 784 340 884 108 600 232 284 21 236 5 805 15 431 735 222 222 723 512 499
EDA - TOTALPRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
200
Quadro III - 9 - Balanço da EDA em 2007 - Passivo e Capitais Próprios
Unidade: 103 EUR
PRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL EDA - TOTAL
CAPITAL PRÓPRIO E PASSIVO
Capital próprio Capital 66 049 26 312 2 907 95 268 Dotações para capital 0 Ajustamentos de partes de capital em filiais e associadas 0 Reservas de reavaliação 0 Reservas 0 Reservas legais 0 Reservas estatutárias 0 Outras reservas 0
Resultados transitados 0
Subtotal 66 049 26 312 2 907 95 268
Resultado líquido do exercício 9 934 3 957 437 14 328
Total do capital próprio 75 982 30 269 3 344 109 596
Passivo Provisões para riscos e encargos Outras provisões para riscos e encargos 0 0 0 0
0 0 0 0
Dívidas a terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 16 869 17 338 674 34 880 Dívidas a instituições de crédito 101 745 104 575 4 063 210 383 Outros credores 67 80 2 149
118 680 121 993 4 739 245 412
Dívidas a terceiros - Curto prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 0 0 0 Dívidas a instituições de crédito 15 604 16 038 623 32 266 Fornecedores, c/c 4 377 4 499 175 9 051 Fornecedores - Facturas em recepção e conferência 0 Fornecedores de imobilizado, c/c 4 604 4 732 184 9 520 Estado e outros entes públicos 1 508 1 677 201 3 386 Outros credores 579 183 1 263 2 024
26 672 27 129 2 446 56 247
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de custos 18 700 18 398 4 549 41 646
Remunerações a liquidar 1 427 1 443 406 3 276Valor para ajustamento 0 0 0 0Fundo de Pensões 0Outros 17 273 16 955 4 143 38 370
Proveitos diferidos 24 749 34 495 352 59 597Subsídios para Investimento 24 445 34 161 341 58 948Impostos diferidos 304 334 11 649Outros 0 0 0 0
43 449 52 893 4 901 101 243
Total do passivo 188 802 202 015 12 087 402 903
Total do capital próprio e do passivo 264 784 232 284 15 431 512 499
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
201
Quadro III - 10 - Balanço da EDA em 2008 - Activo
Unidade: 103 EUR
Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo Activo Amortizações e Activo
bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido bruto provisões acumuladas líquido bruto provisões
acumuladas líquido
ACTIVO
Imobilizado Imobilizações incorpóreas 0 0 0 Despesas de instalação 358 358 0 393 393 0 13 13 0 763 763 0 Despesas de investigação e de desenvolvimento 4 038 4 038 0 4 700 4 701 0 147 147 0 8 886 8 886 0
4 396 4 396 0 5 093 5 093 0 160 160 0 9 649 9 650 0
Imobilizações corpóreas Terrenos e recursos naturais 1 407 1 407 709 709 211 211 2 327 2 327 Edifícios e outras construções 32 527 12 560 19 968 12 477 3 493 8 984 1 798 697 1 102 46 802 16 749 30 053 Equipamento básico 225 904 76 042 149 862 250 795 82 583 168 213 8 647 4 564 4 083 485 346 163 189 322 157 Equipamento de transporte 270 270 0 4 209 3 833 376 67 55 11 4 546 4 158 388 Ferramentas e utensílios 1 601 1 601 0 1 676 1 440 236 41 35 6 3 318 3 076 242 Equipamento administrativo 6 889 6 889 0 8 154 7 838 316 987 870 117 16 030 15 597 433 Outras imobilizações corpóreas 30 172 19 341 10 830 29 998 14 978 15 020 1 686 307 1 379 61 856 34 626 27 230 Imobilizações em curso 22 208 22 208 11 163 11 163 0 0 33 372 33 372
320 978 116 703 204 275 319 182 114 164 205 017 13 438 6 528 6 909 653 597 237 395 416 202
Investimentos financeiros Partes de capital em empresas do grupo 0 0 0 Empréstimos a empresas do grupo 0 0 0 Partes de capital em empresas associadas 28 216 28 216 555 555 34 34 28 806 28 806 Títulos e outras aplicações financeiras 0 0 0
28 216 0 28 216 555 0 555 34 0 34 28 806 28 806
Circulante Existências Matérias-primas, subsidiárias e de consumo 3 395 68 3 327 516 10 506 1 1 3 911 78 3 833
3 395 68 3 327 516 10 506 1 0 1 3 911 78 3 833
Dívidas de terceiros - Médio e longo prazo Clientes, c/c 0 0 0 Empresas do grupo
0 0 0 0 0 0
Dívidas de terceiros - Curto prazo Clientes, c/c 18 988 75 18 913 5 897 30 5 867 1 417 7 1 410 26 303 112 26 190 Clientes de cobrança duvidosa 0 0 0 Adiantamento a fornecedores 0 0 0 Adiantamento a fornecedores de imobilizado 0 0 0 Estado e outros entes públicos 3 723 3 723 4 462 4 462 130 130 8 314 8 314 Outros devedores 1 612 1 612 1 099 1 099 155 155 2 866 2 866 Subscritores de Capital 0 0 0
24 323 75 24 248 11 458 30 11 427 1 702 7 1 695 37 483 112 37 370
Depósitos bancários e caixa Depósitos bancários 0 0 Caixa 0 0 123 123 123 123
0 0 0 0 123 123 123 123
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de proveitos 12 341 12 341 6 588 6 588 3 659 3 659 22 588 22 588
Compensação Tarifária (1998-2003) 11 386 11 386 5 503 5 503 3 457 3 457 20 346 20 346Valor para ajustamento 0 0 0 0 0 0Outros proveitos 955 955 1 085 1 085 202 202 2 242 2 242
Custos diferidos 8 115 8 115 9 834 9 834 2 600 2 600 20 549 20 549Grandes Reparações 0 0 0 0 683 683 683 683Impostos Diferidos 2 042 2 042 1 843 1 843 1 918 1 918 5 803 5 803Outros Custos 6 073 6 073 7 991 7 991 0 0 14 064 14 064
20 456 20 456 16 422 16 422 6 260 6 260 43 137 43 137
Total de amortizações 121 099 119 258 6 688 247 045 Total de provisões 143 40 7 190
Total do activo 401 764 121 242 280 522 353 225 119 298 233 927 21 717 6 695 15 022 776 706 247 235 529 471
EDA - TOTALPRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
202
Quadro III - 11 - Balanço da EDA em 2008 - Passivo e Capitais Próprios
Unidade: 103 EUR
PRODUÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIAL EDA - TOTAL
CAPITAL PRÓPRIO E PASSIVO
Capital próprio Capital 74 663 32 966 1 967 109 596 Dotações para capital 0 Ajustamentos de partes de capital em filiais e associadas 0 Reservas de reavaliação 0 Reservas 0 Reservas legais 0 Reservas estatutárias 0 Outras reservas 0
Resultados transitados 0
Subtotal 74 663 32 966 1 967 109 596
Resultado líquido do exercício 9 759 4 309 257 14 325
Total do capital próprio 84 421 37 275 2 224 123 920
Passivo Provisões para riscos e encargos Outras provisões para riscos e encargos 0 0 0 0
0 0 0 0
Dívidas a terceiros - Médio e longo prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 17 656 16 508 716 34 880 Dívidas a instituições de crédito 112 479 105 169 4 563 222 211 Outros credores 65 78 2 146
130 200 121 755 5 281 257 236
Dívidas a terceiros - Curto prazo Empréstimos por obrigações Não convertíveis 0 0 0 Dívidas a instituições de crédito 12 423 11 616 504 24 543 Fornecedores, c/c 3 688 3 791 147 7 627 Fornecedores - Facturas em recepção e conferência 0 Fornecedores de imobilizado, c/c 4 828 4 514 196 9 538 Estado e outros entes públicos 2 287 2 543 305 5 135 Outros credores 596 188 1 300 2 084
23 822 22 652 2 453 48 927
Acréscimos e diferimentos Acréscimos de custos 18 937 18 633 4 609 42 179
Remunerações a liquidar 1 505 1 522 428 3 456Valor para ajustamento 0 0 0 0Fundo de Pensões 0Outros 17 432 17 111 4 181 38 723
Proveitos diferidos 23 141 33 612 455 57 208Subsídios para Investimento 22 837 33 278 444 56 559Impostos diferidos 304 334 11 649Outros 0 0 0 0
42 078 52 245 5 064 99 387
Total do passivo 196 100 196 653 12 798 405 551
Total do capital próprio e do passivo 280 522 233 927 15 022 529 471 Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
203
Quadro III - 12 - Demonstração de resultados da EDA, por actividade, em 2004
Unidade: 103 EUR
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 75 267 32 722 9 068 117 057Vendas
De energia eléctrica 46 815 15 309 6 420 68 545Compensação tarifária 26 337 11 133 1 241 38 712Ajustamento 0Materiais diversos 0
Prestações de serviços 946 309 130 1 385Variação da produção 0Trabalhos para a própria empresa (exclui enc. Financeiros) 603 5 785 1 199 7 587Proveitos suplementares 257 84 35 376Subsídios à exploração 0Outros proveitos e ganhos operacionais 309 101 42 452
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 68 592 31 157 9 268 109 016Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 9 445 9 445Combustíveis 33 510 33 510Materiais Diversos 1 727 3 980 1 002 6 709
Fornecimentos e serviços externos 2 584 6 713 3 430 12 726Custos com o pessoal 11 406 11 473 4 216 27 095Amortizações 9 412 8 609 517 18 538Provisões 381 17 31 428Impostos 102 245 54 400Outros custos e perdas operacionais 26 121 18 165
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 6 676 1 565 -200 8 041
Proveitos e ganhos financeiros (D1) 3 488 1 141 478 5 107Encargos financeiros imputados ao investimento (D2) 1 436 204 28 1 668Custos e perdas financeiras (E) 4 374 3 445 117 7 935
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D1 + D2) - (E) 550 -2 100 390 -1 160
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) 7 226 -534 190 6 881
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 1 796 2 041 28 3 866Custos e perdas extraordinários (I) 861 107 76 1 044
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 935 1 934 -48 2 821
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 8 161 1 399 142 9 702
IRC (L) 1 486 255 26 1 766
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 6 675 1 145 116 7 936
Amortizações Imobilizado comparticipado 1 614 1 959 4 3 577Utilização de provisões 412 32 14 458
Total das actividades reguladasRubricas
Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Comercialização de Energia Eléctrica
Distribuição de Energia Eléctrica
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
204
Quadro III - 13 - Resultados operacionais da EDA, por actividade, em 2005
Unidade: 103 EUR
MT BT Total da Distribuição MT BT Total da Comercialização
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 82 726 21 986 18 597 40 584 2 988 5 785 8 773 132 083Vendas
De energia eléctrica 52 708 9 230 7 656 16 886 1 472 2 857 4 329 73 922Compensação tarifária 27 292 9 298 7 712 17 010 1 075 2 086 3 160 47 462Ajustamento 0 0 0Materiais diversos 0 0 0
Prestações de serviços 1 102 134 226 360 25 68 92 1 554Variação da produção 0 0 0 0 0 0Trabalhos para a própria empresa (exclui enc. Financeiros) 1 024 3 250 2 880 6 131 403 738 1 141 8 295Proveitos suplementares 273 33 56 89 6 17 23 385Subsídios à exploração 0 0 0Outros proveitos e ganhos operacionais 329 40 67 107 7 20 28 464
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 75 314 17 150 15 365 32 515 2 996 5 900 8 897 116 725Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 8 156 0 0 8 156Combustíveis 37 423 0 0 37 423Materiais Diversos 3 101 2 725 2 835 5 560 102 646 748 9 409
Fornecimentos e serviços externos 3 280 3 159 2 021 5 180 1 248 2 076 3 323 11 784Custos com o pessoal 11 919 7 305 4 863 12 167 1 450 2 702 4 152 28 238Amortizações 10 827 3 678 5 419 9 098 169 433 602 20 527Provisões 408 11 15 26 2 3 5 439Impostos 196 264 146 410 25 40 64 671Outros custos e perdas operacionais 3 8 66 73 1 1 2 78
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 7 413 4 836 3 232 8 069 -8 -116 -124 15 358
Amortizações Imobilizado comparticipado 1 608 982 1 112 2 094 1 5 7 3 709Utilização de provisões 381 9 9 17 11 19 31 428
Total das actividades reguladasRubricas
Distribuição de Energia EléctricaAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Comercialização de Energia Eléctrica
Fonte: EDA
Quadro III - 14 - Resultados operacionais da EDA, por actividade, em 2006
Unidade: 103 EUR
MT BT Total da Distribuição MT BT Total da Comercialização
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 94 334 23 174 20 643 43 817 3 043 5 972 9 015 147 166Vendas
De energia eléctrica 56 150 9 739 7 965 17 705 1 508 2 929 4 437 78 291Compensação tarifária 36 001 9 630 7 876 17 505 1 094 2 125 3 219 56 726Ajustamento 0 0 0Materiais diversos 0 0 0
Prestações de serviços 1 181 142 238 380 26 70 95 1 656Variação da produção 0 0 0 0 0 0Trabalhos para a própria empresa (exclui enc. Financeiros) 382 3 589 4 439 8 029 402 813 1 215 9 625Proveitos suplementares 281 34 57 90 6 17 23 394Subsídios à exploração 0 0 0Outros proveitos e ganhos operacionais 338 41 68 109 7 20 27 474
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 85 121 17 426 17 345 34 771 2 988 5 948 8 936 128 828Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 10 374 0 0 10 374Combustíveis 45 063 0 0 45 063Materiais Diversos 3 072 3 208 4 147 7 356 125 484 610 11 037
Fornecimentos e serviços externos 2 399 2 881 2 612 5 494 1 184 2 133 3 317 11 210Custos com o pessoal 11 831 7 101 4 801 11 901 1 447 2 793 4 240 27 972Amortizações 11 956 3 990 5 671 9 661 228 533 761 22 378Provisões 405 11 14 25 2 2 4 434Impostos 19 231 97 328 0 2 3 349Outros custos e perdas operacionais 3 4 3 7 1 1 1 11
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 9 213 5 748 3 298 9 046 55 24 79 18 338
Amortizações Imobilizado comparticipado 1 608 1 013 1 136 2 148 2 10 12 3 769Utilização de provisões 408 11 15 26 2 3 5 439
Total das actividades reguladasRubricas
Distribuição de Energia EléctricaAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Comercialização de Energia Eléctrica
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
205
Quadro III - 15 - Resultados operacionais da EDA, por actividade, em 2007
Unidade: 103 EUR
MT BT Total da Distribuição MT BT Total da Comercialização
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 103 312 24 226 20 372 44 598 2 890 5 365 8 255 156 164Vendas
De energia eléctrica 59 746 10 274 8 253 18 527 1 543 3 008 4 551 82 824Compensação tarifária 39 619 10 375 8 335 18 710 1 144 2 230 3 375 61 703Ajustamento 0 0 0Materiais diversos 0 0 0
Prestações de serviços 1 213 143 240 383 25 69 94 1 689Variação da produção 0 0 0 0 0 0Trabalhos para a própria empresa (exclui enc. Financeiros) 2 099 3 360 3 418 6 778 163 22 185 9 062Proveitos suplementares 289 34 57 91 6 16 22 402Subsídios à exploração 0 0 0Outros proveitos e ganhos operacionais 347 41 69 110 7 20 27 484
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 93 557 17 848 16 869 34 717 2 836 5 279 8 115 136 389Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 18 595 0 0 18 595Combustíveis 42 924 0 0 42 924Materiais Diversos 3 133 2 963 3 383 6 346 61 14 75 9 554
Fornecimentos e serviços externos 3 842 2 966 2 475 5 441 1 092 2 068 3 160 12 443Custos com o pessoal 12 393 7 305 4 749 12 054 1 427 2 619 4 046 28 493Amortizações 12 244 4 354 5 972 10 327 253 572 825 23 396Provisões 412 12 15 27 2 3 5 443Impostos 12 244 95 340 0 3 3 354Outros custos e perdas operacionais 3 3 180 183 1 1 1 187
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 9 755 6 378 3 503 9 881 54 86 140 19 776
Amortizações Imobilizado comparticipado 1 608 1 048 1 157 2 205 3 12 16 3 829Utilização de provisões 405 11 14 25 2 2 4 434
Total das actividades reguladasRubricas
Distribuição de Energia EléctricaAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Comercialização de Energia Eléctrica
Fonte: EDA
Quadro III - 16 - Resultados operacionais da EDA, por actividade, em 2008
Unidade: 103 EUR
MT BT Total da Distribuição MT BT Total da Comercialização
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 107 683 24 431 19 479 43 910 2 970 5 497 8 467 160 060Vendas
De energia eléctrica 63 570 10 979 8 453 19 432 1 587 3 083 4 670 87 672Compensação tarifária 40 742 10 813 8 326 19 139 1 177 2 288 3 466 63 347Ajustamento 0 0 0Materiais diversos 0 0 0
Prestações de serviços 1 244 144 242 386 25 68 93 1 723Variação da produção 0 0 0 0 0 0Trabalhos para a própria empresa (exclui enc. Financeiros) 1 475 2 418 2 332 4 750 167 22 190 6 415Proveitos suplementares 296 34 58 92 6 16 22 410Subsídios à exploração 0 0 0Outros proveitos e ganhos operacionais 356 41 69 111 7 19 27 493
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 97 896 17 414 16 010 33 424 2 915 5 415 8 330 139 650Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 19 371 0 0 19 371Combustíveis 46 074 0 0 46 074Materiais Diversos 3 198 2 264 2 586 4 850 62 14 76 8 123
Fornecimentos e serviços externos 3 411 2 919 2 316 5 235 1 114 2 109 3 224 11 869Custos com o pessoal 12 493 7 411 4 737 12 148 1 458 2 673 4 131 28 771Amortizações 12 922 4 616 6 082 10 697 278 612 890 24 509Provisões 414 12 15 27 2 3 5 446Impostos 12 188 92 280 0 3 3 295Outros custos e perdas operacionais 3 3 183 187 1 1 1 191
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 9 788 7 017 3 469 10 486 55 82 137 20 410
Amortizações Imobilizado comparticipado 1 608 1 084 1 177 2 260 5 16 21 3 889Utilização de provisões 412 12 15 27 2 3 5 443
Total das actividades reguladasRubricas
Distribuição de Energia EléctricaAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Comercialização de Energia Eléctrica
Fonte: EDA
Quadro III - 17 - Número de clientes da EDA por nível de tensão, 2004-2008
2004 2005 2006 2007 2008
MAT 0 0 0 0 0AT 0 0 0 0 0MT 604 619 636 655 675BTE 0 0 0 0 0BT 107 727 110 333 112 989 115 740 118 563
TOTAL 108 331 110 952 113 625 116 395 119 238
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo III
206
Quadro III - 18 - Número de efectivos da EDA, por actividade, 2004-2008
2004 2005 2006 2007 2008
Nº DE EFECTIVOS 709 685 672 660 650AGS 309 296 292 287 285DEE 312 301 293 288 282CEE 88 88 87 85 83
Fonte: EDA
Quadro III - 19 - Investimentos da EDA, 2004 a 2008
Unidade: 103 EUR
Designação 2004 2005 2006 2007 2008
CENTROS PRODUTORES 40 698 19 153 12 130 12 310 27 309
APROVEITAMENTOS DE RECURSOS ENDÓGENOS 14
CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS 40 684 19 153 12 130 12 310 27 309
DISTRIBUIÇÃO MT 11 887 10 521 10 280 10 079 7 013
CENTROS DE CONTROLO E TELEMEDIDA 274 360 358 288 258
SUBESTAÇÕES 5 027 3 816 3 080 1 618 834
POSTOS DE SECCIONAMENTO 299 83 195 35 0
LINHAS DE TRANSPORTE 1 169 1 942 1 444 1 133 730
LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO 5 117 4 319 5 203 7 005 5 192
DISTRIBUIÇÃO BT 4 300 4 793 7 698 5 897 3 930
POSTOS DE TRANSFORMAÇÃO 1 202 1 340 1 843 1 925 1 569
REDES URBANAS 830 1 318 1 599 1 062 420
REDES RURAIS 1 660 1 625 3 666 2 396 1 414
ILUMINAÇÃO PÚBLICA 50 23 100 15 16
INSTALAÇÕES DE CHEGADAS 558 488 490 499 511
COMERCIAL MT 167 314 241 246 252
EQUIPAMENTOS DE CONTAGEM E DE MEDIDA 167 314 241 246 252
OUTROS EQUIPAMENTOS MT 0 0 0 0
COMERCIAL BT 505 666 691 708 724
CONTADORES E ACESSÓRIOS 505 666 691 708 724
OUTROS EQUIPAMENTOS BT 0 0 0 0
OUTRAS IMOBILIZAÇÕES 3 268 4 367 7 588 2 724 1 500
ESTUDOS, PROJECTOS E OUTROS 1 488 3 143 6 139 1 224 0
AQUISIÇÕES DIRECTAS 1 779 1 224 1 449 1 500 1 500
Total 60 825 39 814 38 628 31 964 40 728
Fonte: EDA
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
207
INFORMAÇÃO RECEBIDA DA EEM
A EEM procedeu ao envio da informação necessária ao cálculo das tarifas 2006.
Os mapas enviados pela empresa encontram-se esquematizados da seguinte forma:
Balanços de energia eléctrica.
Balanços por actividade.
Demonstrações por actividade.
Número de clientes.
Número de efectivos por actividade.
Investimentos.
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
208
Quadro IV - 1 - Balanços de energia eléctrica da EEM entre 2004 e 2008
Unidade: MWh
1 Produção das centrais (3 + ... + 8) 603 921 662 207 728 088 798 000 867 369
2 Térmica 542 728 576 307 614 878 684 790 754 159
3 Fuel 540 799 570 204 609 585 679 292 748 461
4 Gasóleo 1 929 6 103 5 292 5 498 5 698
5 Hídrica 60 458 85 000 112 310 112 310 112 310
6 Éolica 735 900 900 900 900
7 Geotérmica 0 0 0 0 0
8 Outros 0 0 0 0 0
9 Consumo e perdas das centrais 17 723 17 979 19 277 21 410 23 525
10 Emissão própria (1) - (9) 586 198 644 228 708 811 776 590 843 844
11 Aquisições a outros produtores do SEPM (13 + ... + 18) 192 000 192 000 192 000 192 000 192 000
12 Térmica 192 000 192 000 192 000 192 000 192 000
13 Fuel 192 000 192 000 192 000 192 000 192 000
14 Gasóleo 0 0 0 0 0
15 Hídrica 0 0 0 0 0
16 Éolica 0 0 0 0 0
17 Geotérmica 0 0 0 0 0
18 Outros 0 0 0 0 0
19 Aquisições a produtores em regime especial (21 + ... + 26) 56 243 57 300 59 300 59 300 59 300
20 Térmica 0 0 0 0 0
21 Fuel 0 0 0 0 0
22 Gasóleo 0 0 0 0 0
23 Hídrica 3 961 4 000 4 000 4 000 4 000
24 Éolica 17 172 18 300 20 300 20 300 20 300
25 Geotérmica 0 0 0 0 0
26 Outros 35 110 35 000 35 000 35 000 35 000
27 Aquisições ao SENVM (29 + ... + 34 ) 0 0 0 0 0
28 Térmica 0 0 0 0 0
29 Fuel 0 0 0 0 0
30 Gasóleo 0 0 0 0 0
31 Hídrica 0 0 0 0 0
32 Éolica 0 0 0 0 0
33 Geotérmica 0 0 0 0 0
34 Outros 0 0 0 0 0
35 Total da energia entrada na rede (10 + 11 + 19 + 27) 834 442 893 528 960 111 1 027 890 1 095 144
36 Bombagem 0 0 3 300 3 300 3 300
37 Emissão para a rede do SEPM (35) - (36) 834 442 893 528 956 811 1 024 590 1 091 844
38 Consumos próprios 826 884 947 1 013 1 080
39 Compensação síncrona 0 0 0 0 0
40 Fornecimentos SENVM 0 0 0 0 0
41 AT 0 0 0 0 0
42 MT 0 0 0 0 0
43 0 0 0 0
44 Fornecimentos SEPM 762 541 816 572 874 444 936 431 997 93345 AT 0 0 0 0 046 MT 172 133 184 454 197 662 211 821 225 85347 Indústria 57 195 61 383 65 881 70 712 75 48748 Outros 114 938 123 071 131 781 141 109 150 36649 BT 590 408 632 118 676 782 724 610 772 08050 Domésticos 238 063 254 858 272 839 292 092 311 20451 Indústria 38 224 40 929 43 826 46 929 50 00852 Iluminação Pública 60 449 64 731 69 319 74 233 79 10953 Outros 253 672 271 600 290 798 311 356 331 759
54 Energia Saída da Rede (38) + (39) + (40) + (44) 763 367 817 456 875 391 937 444 999 013
55 Perdas (37) - (54) 71 075 76 072 81 420 87 146 92 831
Rubrica 2004 2005 2006 2007 2008
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
209
Quadro IV - 2 - Balanço da EEM em 2004 - Activo
Unidade: EUR
Activo Bruto
Amortizaçõese Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
IMOBILIZADOImobilizações Incorpóreas 14 083 376 7 682 679 6 400 697 1 552 396 1 552 396 0 535 160 535 160 0 16 170 933 9 770 235 6 400 697Imobilizações Corpóreas em exploração 283 671 206 146 915 041 136 756 165 182 522 053 94 720 291 87 801 763 13 634 545 8 977 936 4 656 609 479 827 804 250 613 268 229 214 536Imobilizado em Curso 6 399 198 0 6 399 198 7 645 384 0 7 645 384 952 843 0 952 843 14 997 425 14 997 425Investimento Financeiro 1 950 345 0 1 950 345 2 783 768 0 2 783 768 1 004 132 0 1 004 132 5 738 245 5 738 245
306 104 125 154 597 720 151 506 405 194 503 602 96 272 687 98 230 915 16 126 680 9 513 097 6 613 584 516 734 407 260 383 503 256 350 904CIRCULANTE
Existências Materiais Diversos 3 492 503 181 271 3 311 231 2 765 232 0 2 765 232 2 766 0 2 766 6 260 500 6 079 229 Matérias Primas 2 432 762 73 902 2 358 861 0 0 0 0 2 432 762 2 358 861
5 925 265 255 173 5 670 092 2 765 232 0 2 765 232 2 766 2 766 8 693 263 255 173 8 438 089 Dívidas de Terceiros Médio e Longo Prazo Protocolos com Entidades Oficiais 32 393 902 32 393 902 13 361 392 13 361 392 3 746 540 3 746 540 49 501 834 49 501 834
32 393 902 32 393 902 13 361 392 0 13 361 392 3 746 540 3 746 540 49 501 834 49 501 834 Dívidas de Terceiros Clientes C/ Corrente 37 799 991 0 37 799 991 15 010 670 0 15 010 670 4 247 843 0 4 247 843 57 058 504 57 058 504 Clientes Cobrança Duvidosa 4 897 385 4 615 970 281 415 2 146 876 2 030 392 116 484 592 464 559 848 32 616 7 636 725 7 206 209 430 516 Accionistas 8 276 104 0 8 276 104 873 421 0 873 421 393 394 0 393 394 9 542 919 9 542 919 Estado e Outros Entes Públicos 1 874 692 0 1 874 692 928 812 0 928 812 255 228 0 255 228 3 058 733 3 058 733 Outros Devedores 1 224 021 71 368 1 152 652 2 036 677 0 2 036 677 784 205 0 784 205 4 044 903 71 368 3 973 535
54 072 192 4 687 338 49 384 854 20 996 457 2 030 392 18 966 065 6 273 135 559 848 5 713 287 81 341 784 7 277 577 74 064 207
Títulos Negociáveis 0 0 0 0 0 0 0 0
Depósitos Bancários e Caixa 463 541 463 541 232 922 232 922 35 496 35 496 731 960 731 960
ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Proveitos 29 852 296 29 852 296 9 390 788 9 390 788 4 494 981 4 494 981 43 738 065 43 738 065Compensação Tarifária (1998-2002) 26 685 638 26 685 638 11 006 926 11 006 926 3 086 347 3 086 347 40 778 911 40 778 911Valor para ajustamento 3 070 752 3 070 752 -1 664 329 -1 664 329 1 401 290 1 401 290 2 807 712Outros Proveitos 95 906 95 906 48 191 48 191 7 344 7 344 151 441 151 441
Custos Diferidos 3 259 690 3 259 690 5 176 092 5 176 092 1 939 055 1 939 055 10 374 837 10 374 837Grandes Reparações 0 0 0 0 0 0 0Impostos diferidos 0 0 0 0 0 0 0Outros Custos 3 259 690 3 259 690 5 176 092 5 176 092 1 939 055 1 939 055 10 374 837 10 374 837
33 111 987 33 111 987 14 566 880 14 566 880 6 434 036 6 434 036 54 112 902 54 112 902TOTAL DO ACTIVO 432 071 012 159 540 231 272 530 781 246 426 484 98 303 079 148 123 405 32 618 653 10 072 944 22 545 709 711 116 149 267 916 254 443 199 896
Rubricas
Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Total das actividades da EEM
2004
Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
210
Quadro IV - 3 - Balanço da EEM em 2004 - Capitais Próprios e Passivo
Unidade: EUR
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades da EEM
CAPITAIS PRÓPRIOSCapital + Reservas + Resultados Transitados 59 257 015 37 128 839 371 756 96 757 610Resultado Líquido do Exercício 2 049 994 2 459 154 -213 792 4 295 356
Total do Capital Próprio 61 307 008 39 587 993 157 964 101 052 966
PASSIVOProvisão para riscos e encargos
Provisão para pensões e actos médicos 9 013 728 15 926 791 6 132 477 31 072 996Outras provisões 0 0 0 0
9 013 728 15 926 791 6 132 477 31 072 996Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo
Dívida a Instituições de Crédito 10 157 367 5 179 676 859 318 16 196 361Outros Credores 0 0 0 0
10 157 367 5 179 676 859 318 16 196 361Dívidas a Terceiros - Curto prazo
Fornecedores c/c 12 307 051 1 694 243 984 447 14 985 742Dívida a Instituições de Crédito 132 702 911 67 670 896 11 226 730 211 600 537Estado e Outros Entes Públicos 242 719 428 872 1 728 173 2 399 764Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente 9 991 356 5 068 906 222 934 15 283 196Outros Credores 2 316 806 961 930 412 453 3 691 188
157 560 843 75 824 846 14 574 738 247 960 427ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Custos 4 750 136 2 214 839 781 004 7 745 979Remunerações a Liquidar 1 078 816 1 906 212 733 971 3 718 999Valor para ajustamento 0 0 0 0Outros 3 671 320 308 627 47 033 4 026 980
Proveitos Diferidos 29 741 699 9 389 259 40 209 39 171 167Subsídios para Investimento 28 606 122 8 692 781 3 270 37 302 174Impostos Diferidos 1 135 577 696 478 36 938 1 868 993Outros 0 0 0 0
34 491 835 11 604 099 821 213 46 917 146
Total do Passivo 211 223 773 108 535 412 22 387 745 342 146 930
TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO 272 530 781 148 123 405 22 545 709 443 199 896
2004
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
211
Quadro IV - 4 - Balanço da EEM em 2005 - Activo
Unidade: EUR
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
IMOBILIZADOImobilizações Incorpóreas 14 138 376 8 286 565 5 851 811 1 582 396 1 562 396 20 000 535 160 535 160 0 16 255 933 10 384 121 5 871 811Imobilizações Corpóreas 316 090 713 157 594 653 158 496 061 207 772 496 102 576 068 105 196 428 15 832 513 9 931 564 5 900 949 539 695 722 270 102 285 269 593 438Imobilizado em Curso 257 601 257 601 12 144 284 12 144 284 33 000 33 000 12 434 885 12 434 885Investimento Financeiro 2 228 632 2 228 632 2 912 566 2 912 566 1 007 675 1 007 675 6 148 873 6 148 873
332 715 323 165 881 218 166 834 105 224 411 742 104 138 464 120 273 278 17 408 348 10 466 724 6 941 624 574 535 413 280 486 406 294 049 007CIRCULANTE
Existências
Materiais Diversos 3 492 578 181 271 3 311 307 2 765 286 0 2 765 286 2 636 0 2 636 6 260 500 6 079 229Matérias Primas 2 432 762 73 902 2 358 861 0 0 2 432 762 2 358 861
5 925 341 255 173 5 670 167 2 765 286 0 2 765 286 2 636 2 636 8 693 263 255 173 8 438 089
Dívidas de Terceiros Médio e Longo PrazoProtocolos com Entidades Oficiais 30 970 536 30 970 536 12 774 301 12 774 301 3 581 920 3 581 920 47 326 757 47 326 757
30 970 536 30 970 536 12 774 301 0 12 774 301 3 581 920 3 581 920 47 326 757 47 326 757
Dívidas de TerceirosClientes C/ Corrente 40 393 056 40 393 056 18 265 142 18 265 142 4 077 976 4 077 976 62 736 174 62 736 174Clientes Cobrança Duvidosa 5 386 652 4 964 133 422 519 2 368 115 2 187 826 180 289 641 859 594 997 46 862 8 396 626 7 746 956 649 670Accionistas 8 286 851 8 286 851 1 029 407 1 029 407 374 933 374 933 9 691 191 9 691 191Estado e Outros Entes Públicos 1 473 711 1 473 711 630 783 630 783 112 358 112 358 2 216 852 2 216 852Outros Devedores 1 245 444 71 368 1 174 076 2 052 055 0 2 052 055 747 403 0 747 403 4 044 903 71 368 3 973 535
56 785 714 5 035 501 51 750 213 24 345 503 2 187 826 22 157 677 5 954 529 594 997 5 359 532 87 085 746 7 818 324 79 267 422
Títulos Negociáveis 0 0 0 0 0 0 0 0
Depósitos Bancários e Caixa 449 656 449 656 247 144 247 144 35 160 35 160 731 960 731 960
ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Proveitos 31 935 173 31 935 173 15 130 994 15 130 994 4 133 548 4 133 548 51 199 715 51 199 715
Compensação Tarifária (1998-2002) 26 685 638 26 685 638 11 006 926 11 006 926 3 086 347 3 086 347 40 778 911 40 778 911Valor para ajustamento 5 156 501 5 156 501 4 072 934 4 072 934 1 039 927 1 039 927 10 269 362Outros Proveitos 93 033 93 033 51 134 51 134 7 274 7 274 151 441 151 441
Custos Diferidos 2 934 085 2 934 085 4 539 784 4 539 784 1 593 577 1 593 577 9 067 446 9 067 446Grandes Reparações 0 0 0 0 0 0 0Impostos diferidos 0 0 0 0 0 0 0Outros Custos 2 934 085 2 934 085 4 539 784 4 539 784 1 593 577 1 593 577 9 067 446 9 067 446
34 869 258 34 869 258 19 670 777 19 670 777 5 727 125 5 727 125 60 267 161 60 267 161
TOTAL DO ACTIVO 461 715 827 171 171 892 290 543 936 284 214 754 106 326 290 177 888 464 32 709 718 11 061 721 21 647 997 778 640 299 288 559 903 490 080 396
2005
Rubricas
Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Total das actividades da EEM
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
212
Quadro IV - 5 - Balanço da EEM em 2005 - Capitais Próprios e Passivo
Unidade: EUR
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades da EEM
CAPITAIS PRÓPRIOSCapital + Reservas + Resultados Transitados 61 307 008 39 587 993 157 964 101 052 966Resultado Líquido do Exercício 2 198 388 2 953 995 -29 979 5 122 403
Total do Capital Próprio 63 505 396 42 541 988 127 985 106 175 369
PASSIVOProvisão para riscos e encargos
Provisão para pensões e actos médicos 9 181 261 16 047 048 5 844 686 31 072 996Outras provisões 0 0 0 0
9 181 261 16 047 048 5 844 686 31 072 996Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo
Dívida a Instituições de Crédito 7 198 172 4 213 976 521 238 11 933 386Outros Credores 0 0 0 0
7 198 172 4 213 976 521 238 11 933 386Dívidas a Terceiros - Curto prazo
Fornecedores c/c 12 308 011 1 694 932 982 799 14 985 742Dívida a Instituições de Crédito 151 192 267 88 511 448 10 948 219 250 651 933Estado e Outros Entes Públicos 412 141 720 342 1 825 404 2 957 887Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente 3 603 472 5 070 652 218 756 8 892 880Outros Credores 2 253 110 1 059 197 378 881 3 691 188
169 769 001 97 056 571 14 354 058 281 179 629ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Custos 2 478 526 7 913 026 754 981 11 146 533Remunerações a Liquidar 1 112 796 1 944 950 708 393 3 766 140Valor para ajustamento 0 0 0 0Outros 1 365 730 5 968 076 46 587 7 380 393
Proveitos Diferidos 38 411 580 10 115 854 45 049 48 572 483Subsídios para Investimento 37 429 303 9 486 995 9 780 46 926 079Impostos Diferidos 982 277 628 859 35 269 1 646 405Outros 0 0 0 0
40 890 106 18 028 880 800 030 59 719 016
Total do Passivo 227 038 540 135 346 476 21 520 012 383 905 028
TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO 290 543 936 177 888 464 21 647 997 490 080 396
2005
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
213
Quadro IV - 6 - Balanço da EEM em 2006 - Activo
Unidade: EUR
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
IMOBILIZADOImobilizações Incorpóreas 14 462 376 8 989 584 5 472 792 1 632 396 1 589 063 43 333 535 160 535 160 0 16 629 933 11 113 807 5 516 125Imobilizações Corpóreas 318 434 537 168 244 087 150 190 450 233 860 993 111 863 067 121 997 926 18 168 501 11 156 180 7 012 321 570 464 032 291 263 335 279 200 697Imobilizado em Curso 8 960 453 8 960 453 16 035 186 16 035 186 32 591 32 591 25 028 230 0 25 028 230Investimento Financeiro 2 482 500 2 482 500 3 015 859 3 015 859 1 061 142 1 061 142 6 559 501 0 6 559 501
344 339 866 177 233 671 167 106 195 254 544 435 113 452 130 141 092 305 19 797 395 11 691 341 8 106 054 618 681 696 302 377 142 316 304 554CIRCULANTE
Existências
Materiais Diversos 3 492 586 181 271 3 311 314 2 765 271 0 2 765 271 2 643 0 2 643 6 260 500 181 271 6 079 229Matérias Primas 2 432 762 73 902 2 358 861 2 432 762 73 902 2 358 861
5 925 348 255 173 5 670 175 2 765 271 2 765 271 2 643 2 643 8 693 263 255 173 8 438 089
Dívidas de Terceiros Médio e Longo PrazoProtocolos com Entidades Oficiais 29 547 170 29 547 170 12 187 211 12 187 211 3 417 299 3 417 299 45 151 681 45 151 681
29 547 170 29 547 170 12 187 211 12 187 211 3 417 299 3 417 299 45 151 681 45 151 681
Dívidas de TerceirosClientes C/ Corrente 38 748 081 38 748 081 18 312 217 18 312 217 4 016 690 4 016 690 61 076 989 61 076 989Clientes Cobrança Duvidosa 5 724 715 5 328 961 395 754 2 527 882 2 360 243 167 640 676 903 632 816 44 087 8 929 500 8 322 019 607 481Accionistas 8 287 918 8 287 918 1 027 348 1 027 348 375 925 375 925 9 691 191 9 691 191Estado e Outros Entes Públicos 1 473 744 1 473 744 630 719 630 719 112 389 112 389 2 216 852 2 216 852Outros Devedores 1 247 572 71 368 1 176 204 2 047 950 2 047 950 749 382 749 382 4 044 903 71 368 3 973 535
55 482 031 5 400 329 50 081 701 24 546 115 2 360 243 22 185 873 5 931 289 632 816 5 298 473 85 959 435 8 393 388 77 566 047
Títulos Negociáveis
Depósitos Bancários e Caixa 422 744 422 744 277 776 277 776 31 440 31 440 731 960 731 960
ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Proveitos 29 329 021 29 329 021 16 958 558 16 958 558 3 533 423 3 533 423 49 821 003 49 821 003Compensação Tarifária (1998-2002) 26 685 638 26 685 638 11 006 926 11 006 926 3 086 347 3 086 347 40 778 911 40 778 911Valor para ajustamento 2 555 918 2 555 918 5 894 161 5 894 161 440 572 440 572 8 890 650Outros Proveitos 87 465 87 465 57 471 57 471 6 505 6 505 151 441 151 441
Custos Diferidos 2 599 784 2 599 784 3 919 243 3 919 243 1 341 079 1 341 079 7 860 106 7 860 106Grandes ReparaçõesImpostos diferidosOutros Custos 2 599 784 2 599 784 3 919 243 3 919 243 1 341 079 1 341 079 7 860 106 7 860 106
31 928 806 31 928 806 20 877 801 20 877 801 4 874 502 4 874 502 57 681 109 57 681 109
TOTAL DO ACTIVO 467 645 965 182 889 173 284 756 792 315 198 609 116 090 149 199 386 236 34 054 568 12 324 156 21 730 412 816 899 142 311 303 478 505 873 440
2006
Rubricas
Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Total das actividades da EEM
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
214
Quadro IV - 7 - Balanço da EEM em 2006 - Capitais Próprios e Passivo
Unidade: EUR
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades da EEM
CAPITAIS PRÓPRIOSCapital + Reservas + Resultados Transitados 63 505 396 42 541 988 127 985 106 175 369Resultado Líquido do Exercício 2 022 692 2 950 917 48 437 5 022 047
Total do Capital Próprio 65 528 088 45 492 905 176 423 111 197 416
PASSIVOProvisão para riscos e encargos
Provisão para pensões e actos médicos 9 197 901 16 014 941 5 860 154 31 072 996Outras provisões 0 0 0 0
9 197 901 16 014 941 5 860 154 31 072 996Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo
Dívida a Instituições de Crédito 138 121 436 101 225 842 10 558 109 249 905 386Outros Credores 0 0 0 0
138 121 436 101 225 842 10 558 109 249 905 386Dívidas a Terceiros - Curto prazo
Fornecedores c/c 12 308 106 1 694 748 982 887 14 985 742Dívida a Instituições de Crédito 11 610 640 8 509 156 887 526 21 007 322Estado e Outros Entes Públicos 409 629 713 226 1 824 022 2 946 877Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente 3 603 714 5 070 185 218 980 8 892 880Outros Credores 2 220 582 1 089 042 381 564 3 691 188
30 152 671 17 076 357 4 294 980 51 524 008ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Custos 2 486 376 8 374 897 778 362 11 639 635Remunerações a Liquidar 1 156 305 2 013 303 736 704 3 906 312Valor para ajustamento 0 0 0 0Outros 1 330 071 6 361 594 41 658 7 733 323
Proveitos Diferidos 39 270 320 11 201 294 62 384 50 533 998Subsídios para Investimento 38 491 877 10 590 988 27 317 49 110 182Impostos Diferidos 778 443 610 306 35 067 1 423 816Outros 0 0 0 0
41 756 696 19 576 191 840 746 62 173 634
Total do Passivo 219 228 703 153 893 331 21 553 989 394 676 024
TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO 284 756 792 199 386 236 21 730 412 505 873 440
2006
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
215
Quadro IV - 8 - Balanço da EEM em 2007 - Activo
Unidade: EUR
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
IMOBILIZADOImobilizações Incorpóreas 14 522 376 9 712 603 4 809 773 1 672 396 1 629 063 43 333 535 160 535 160 0 16 729 933 11 876 826 4 853 106Imobilizações Corpóreas 336 508 973 179 456 219 157 052 754 269 237 397 122 254 258 146 983 140 19 466 479 12 445 097 7 021 383 625 212 850 314 155 574 311 057 276Imobilizado em Curso 9 363 329 9 363 329 5 258 170 5 258 170 119 501 119 501 14 741 000 0 14 741 000Investimento Financeiro 2 730 820 2 730 820 3 124 545 3 124 545 1 114 764 1 114 764 6 970 129 0 6 970 129
363 125 498 189 168 823 173 956 676 279 292 508 123 883 321 155 409 187 21 235 904 12 980 257 8 255 648 663 653 911 326 032 400 337 621 511CIRCULANTE
Existências
Materiais Diversos 3 492 579 181 271 3 311 308 2 765 271 0 2 765 271 2 650 0 2 650 6 260 500 181 271 6 079 229Matérias Primas 2 432 762 73 902 2 358 861 0 0 0 0 2 432 762 73 902 2 358 861
5 925 342 255 173 5 670 169 2 765 271 0 2 765 271 2 650 2 650 8 693 263 255 173 8 438 089
Dívidas de Terceiros Médio e Longo PrazoProtocolos com Entidades Oficiais 28 123 804 28 123 804 11 600 121 11 600 121 3 252 679 3 252 679 42 976 604 0 42 976 604
28 123 804 28 123 804 11 600 121 0 11 600 121 3 252 679 3 252 679 42 976 604 0 42 976 604
Dívidas de TerceirosClientes C/ Corrente 36 865 552 36 865 552 18 350 382 18 350 382 3 761 239 3 761 239 58 977 174 58 977 174Clientes Cobrança Duvidosa 6 080 552 5 711 339 369 213 2 705 005 2 550 577 154 429 713 208 671 828 41 379 9 498 765 8 933 744 565 021Accionistas 8 287 013 8 287 013 1 027 299 1 027 299 376 879 376 879 9 691 191 9 691 191Estado e Outros Entes Públicos 1 473 716 1 473 716 630 717 630 717 112 419 112 419 2 216 852 2 216 852Outros Devedores 1 245 767 71 368 1 174 399 2 047 853 0 2 047 853 751 283 0 751 283 4 044 903 71 368 3 973 535
53 952 599 5 782 707 48 169 892 24 761 257 2 550 577 22 210 680 5 715 028 671 828 5 043 200 84 428 884 9 005 112 75 423 772
Títulos Negociáveis 0 0 0 0 0 0 0 0
Depósitos Bancários e Caixa 405 047 405 047 297 715 297 715 29 198 29 198 731 960 731 960
ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Proveitos 26 769 442 26 769 442 11 068 523 11 068 523 3 092 388 3 092 388 40 930 353 40 930 353Compensação Tarifária (1998-2002) 26 685 638 26 685 638 11 006 926 11 006 926 3 086 347 3 086 347 40 778 911 40 778 911Valor para ajustamento 0 0 0 0 0 0 0Outros Proveitos 83 804 83 804 61 597 61 597 6 041 6 041 151 441 151 441
Custos Diferidos 2 207 729 2 207 729 3 266 044 3 266 044 1 083 878 1 083 878 6 557 652 6 557 652Grandes Reparações 0 0 0 0 0 0 0Impostos diferidos 0 0 0 0 0 0 0Outros Custos 2 207 729 2 207 729 3 266 044 3 266 044 1 083 878 1 083 878 6 557 652 6 557 652
28 977 171 28 977 171 14 334 567 14 334 567 4 176 266 4 176 266 47 488 004 47 488 004
TOTAL DO ACTIVO 480 509 462 195 206 703 285 302 759 333 051 439 126 433 898 206 617 542 34 411 725 13 652 085 20 759 640 847 972 626 335 292 686 512 679 941
2007
Rubricas
Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Total das actividades da EEM
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
216
Quadro IV - 9 - Balanço da EEM em 2007 - Capitais Próprios e Passivo
Unidade: EUR
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades da EEM
CAPITAIS PRÓPRIOSCapital + Reservas + Resultados Transitados 65 528 088 45 492 905 176 423 111 197 416Resultado Líquido do Exercício 1 862 163 3 630 566 79 494 5 572 223
Total do Capital Próprio 67 390 251 49 123 471 255 917 116 769 639
PASSIVOProvisão para riscos e encargos
Provisão para pensões e actos médicos 9 183 784 16 014 186 5 875 026 31 072 996Outras provisões 0 0 0 0
9 183 784 16 014 186 5 875 026 31 072 996Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo
Dívida a Instituições de Crédito 135 393 889 99 800 008 9 182 156 244 376 053Outros Credores
135 393 889 99 800 008 9 182 156 244 376 053Dívidas a Terceiros - Curto prazo
Fornecedores c/c 12 308 025 1 694 744 982 972 14 985 742Dívida a Instituições de Crédito 17 435 307 12 851 716 1 182 429 31 469 452Estado e Outros Entes Públicos 426 840 744 301 1 836 097 3 007 238Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente 3 603 509 5 070 174 219 196 8 892 880Outros Credores 2 188 329 1 128 111 374 747 3 691 188
35 962 010 21 489 046 4 595 443 62 046 499ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Custos 2 494 232 8 835 802 798 423 12 128 457Remunerações a Liquidar 1 187 611 2 070 891 759 735 4 018 237Valor para ajustamento Outros 1 306 621 6 764 911 38 688 8 110 220
Proveitos Diferidos 34 878 593 11 355 029 52 675 46 286 297Subsídios para Investimento 34 263 121 10 795 970 25 977 45 085 069Impostos Diferidos 615 471 559 058 26 698 1 201 228Outros
37 372 825 20 190 831 851 099 58 414 754
Total do Passivo 217 912 508 157 494 070 20 503 724 395 910 302
TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO 285 302 759 206 617 542 20 759 640 512 679 941
2007
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
217
Quadro IV - 10 - Balanço da EEM em 2008 - Activo
Unidade: EUR
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
Activo Bruto
Amortizações e Provisões
Activo Líquido
IMOBILIZADOImobilizações Incorpóreas 14 582 376 10 437 289 4 145 087 1 712 396 1 672 396 40 000 535 160 535 160 0 16 829 933 12 644 846 4 185 087Imobilizações Corpóreas 360 694 108 191 636 976 169 057 133 293 882 994 133 514 889 160 368 106 21 042 333 13 860 802 7 181 532 675 619 436 339 012 666 336 606 770Imobilizado em Curso 1 075 000 1 075 000 0 0 0 0 1 075 000 0 1 075 000Investimento Financeiro 2 981 515 2 981 515 3 232 946 3 232 946 1 166 295 1 166 295 7 380 757 0 7 380 757
379 333 000 202 074 265 177 258 735 298 828 337 135 187 285 163 641 052 22 743 789 14 395 962 8 347 827 700 905 125 351 657 512 349 247 613CIRCULANTE
Existências 0
Materiais Diversos 3 492 579 181 271 3 311 308 2 765 270 0 2 765 270 2 651 0 2 651 6 260 500 181 271 6 079 229Matérias Primas 2 432 762 73 902 2 358 861 0 0 0 0 2 432 762 73 902 2 358 861
5 925 341 255 173 5 670 168 2 765 270 0 2 765 270 2 651 2 651 8 693 263 255 173 8 438 089
Dívidas de Terceiros Médio e Longo PrazoProtocolos com Entidades Oficiais 26 700 439 26 700 439 11 013 030 11 013 030 3 088 059 3 088 059 40 801 528 0 40 801 528
26 700 439 26 700 439 11 013 030 0 11 013 030 3 088 059 3 088 059 40 801 528 0 40 801 528
Dívidas de TerceirosClientes C/ Corrente 35 033 413 35 033 413 17 624 868 17 624 868 3 461 794 3 461 794 56 120 075 56 120 075Clientes Cobrança Duvidosa 6 433 789 6 115 962 317 827 2 882 715 2 754 137 128 577 748 112 711 811 36 302 10 064 616 9 581 910 482 706Accionistas 8 286 954 8 286 954 1 027 163 1 027 163 377 074 377 074 9 691 191 9 691 191Estado e Outros Entes Públicos 1 473 714 1 473 714 630 713 630 713 112 425 112 425 2 216 852 2 216 852Outros Devedores 1 245 650 71 368 1 174 282 2 047 581 0 2 047 581 751 672 0 751 672 4 044 903 71 368 3 973 535
52 473 520 6 187 330 46 286 190 24 213 041 2 754 137 21 458 903 5 451 077 711 811 4 739 266 82 137 638 9 653 278 72 484 360
Títulos Negociáveis 0 0 0 0 0 0 0 0
Depósitos Bancários e Caixa 406 247 406 247 299 338 299 338 26 375 26 375 731 960 731 960
ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Proveitos 26 769 690 26 769 690 11 068 858 11 068 858 3 091 804 3 091 804 40 930 353 40 930 353Compensação Tarifária (1998-2002) 26 685 638 26 685 638 11 006 926 11 006 926 3 086 347 3 086 347 40 778 911 40 778 911Valor para ajustamento 0 0 0 0 0 0 0Outros Proveitos 84 052 84 052 61 933 61 933 5 457 5 457 151 441 151 441
Custos Diferidos 1 808 630 1 808 630 2 562 746 2 562 746 820 137 820 137 5 191 513 5 191 513Grandes Reparações 0 0 0 0 0 0 0Impostos diferidos 0 0 0 0 0 0 0Outros Custos 1 808 630 1 808 630 2 562 746 2 562 746 820 137 820 137 5 191 513 5 191 513
28 578 320 28 578 320 13 631 604 13 631 604 3 911 941 3 911 941 46 121 865 46 121 865
TOTAL DO ACTIVO 493 416 867 208 516 768 284 900 099 350 750 621 137 941 423 212 809 198 35 223 891 15 107 773 20 116 119 879 391 378 361 565 963 517 825 415
2008
Rubricas
Aquisição de Energia Eléctrica e Gestão do Sistema Distribuição de Energia Eléctrica Comercialização de Energia Eléctrica Total das actividades da EEM
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
218
Quadro IV - 11 - Balanço da EEM em 2008 - Capitais Próprios e Passivo
Unidade: EUR
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades da EEM
CAPITAIS PRÓPRIOSCapital + Reservas + Resultados Transitados 67 390 251 49 123 471 255 917 116 769 639Resultado Líquido do Exercício 2 505 926 4 685 731 116 300 7 307 957
Total do Capital Próprio 69 896 176 53 809 203 372 217 124 077 596
PASSIVOProvisão para riscos e encargos
Provisão para pensões e actos médicos 9 182 871 16 012 063 5 878 063 31 072 996Outras provisões 0 0 0 0
9 182 871 16 012 063 5 878 063 31 072 996Dívidas a Terceiros - Médio e longo prazo
Dívida a Instituições de Crédito 132 695 397 97 739 083 8 234 240 238 668 720Outros Credores
132 695 397 97 739 083 8 234 240 238 668 720Dívidas a Terceiros - Curto prazo
Fornecedores c/c 12 308 020 1 694 732 982 990 14 985 742Dívida a Instituições de Crédito 21 375 319 15 744 360 1 326 418 38 446 096Estado e Outros Entes Públicos 483 075 842 332 1 872 262 3 197 669Fornecedores de Imobilizado C/ Corrente 3 603 496 5 070 144 219 240 8 892 880Outros Credores 2 185 484 1 138 156 367 549 3 691 188
39 955 393 24 489 723 4 768 458 69 213 574ACRÉSCIMOS E DIFERIMENTOS
Acréscimos de Custos 2 531 331 9 274 531 817 881 12 623 742Remunerações a Liquidar 1 223 119 2 132 739 782 933 4 138 791Valor para ajustamento Outros 1 308 211 7 141 792 34 948 8 484 951
Proveitos Diferidos 30 638 931 11 484 596 45 260 42 168 787Subsídios para Investimento 30 141 552 11 023 958 24 637 41 190 148Impostos Diferidos 497 379 460 638 20 623 978 640Outros
33 170 262 20 759 127 863 141 54 792 529
Total do Passivo 215 003 923 158 999 995 19 743 902 393 747 819
TOTAL CAPITAIS PRÓPRIOS + PASSIVO 284 900 099 212 809 198 20 116 119 517 825 415
2008
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
219
Quadro IV - 12 - Demonstração de resultados da EEM por actividade em 2004
Unidade: EUR
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 73 079 249 41 988 079 8 244 210 123 311 539Vendas
De energia eléctrica 55 638 031 20 655 605 5 157 555 81 451 191Convergência tarifária 15 450 143 10 428 000 2 524 000 28 402 143Ajustamento 1 616 483 -2 227 135 485 538 -125 115Materiais diversos 0
Prestações de serviços 0 105 229 105 229Variação da produção 0Trabalhos para a própria empresa 374 593 12 923 476 4 768 13 302 837Proveitos suplementares 102 904 72 350 175 254Subsídios à exploraçãoOutros proveitos e ganhos operacionais
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 67 847 684 36 326 283 8 111 573 112 285 540Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 18 353 379 18 353 379Materiais diversos 1 821 609 5 597 951 143 138 7 562 699Combustíveis, lubrificantes e outros 25 499 568 25 499 568
Fornecimentos e serviços externos 1 986 902 7 111 865 1 063 117 10 161 884Custos com o pessoal 8 929 853 15 778 588 6 075 413 30 783 854Amortizações 10 487 556 7 371 834 755 537 18 614 927Provisões 262 547 104 260 29 504 396 311Impostos 496 001 249 233 37 982 783 216Outros custos e perdas operacionais 10 267 112 553 6 883 129 703
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 5 231 565 5 661 796 132 637 11 025 999
Proveitos e ganhos financeiros (D) 651 858 376 973 101 494 1 130 324Custos e perdas financeiras (E) 6 190 393 3 305 166 508 687 10 004 246
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) -5 538 535 -2 928 193 -407 194 -8 873 921
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) -306 969 2 733 603 -274 556 2 152 077
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 3 332 179 915 327 17 973 4 265 479Custos e perdas extraordinários (I) 75 001 109 886 51 092 235 978
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 3 257 178 805 441 -33 118 4 029 501
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 2 950 209 3 539 044 -307 675 6 181 578
IRC (L) 900 215 1 079 890 -93 883 1 886 223
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 2 049 994 2 459 154 -213 792 4 295 356
Total das actividades reguladas
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Comercialização de Energia Eléctrica
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
220
Quadro IV - 13 - Demonstração de resultados da EEM por actividade em 2005
Unidade: EUR
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 80 413 804 50 735 235 9 249 551 140 398 590Vendas
De energia eléctrica 62 898 859 22 306 370 4 350 853 89 556 082Compensação tarifária 14 505 515 7 956 331 3 281 154 25 743 000Ajustamento 2 555 918 5 894 161 440 572 8 890 650Materiais diversos
Prestações de serviços 126 650 126 650Variação da produçãoTrabalhos para a própria empresa 453 513 14 371 453 1 087 341 15 912 308Proveitos suplementares 80 271 89 630 169 901Subsídios à exploraçãoOutros proveitos e ganhos operacionais
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 75 433 320 44 133 890 8 861 893 128 429 103Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 19 756 019 19 756 019Materiais diversos 1 770 271 7 277 648 756 717 9 804 636Combustíveis, lubrificantes e outros 30 653 772 30 653 772
Fornecimentos e serviços externos 1 907 761 6 707 511 1 207 174 9 822 447Custos com o pessoal 9 211 123 16 099 240 5 863 696 31 174 059Amortizações 11 283 498 7 865 777 953 628 20 102 903Provisões 348 163 157 434 35 150 540 746Impostos 492 210 270 533 38 487 801 230Outros custos e perdas operacionais 10 504 5 755 746 7 041 5 773 291
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 4 980 484 6 601 345 387 658 11 969 488
Proveitos e ganhos financeiros (D) 642 663 389 860 97 802 1 130 324Custos e perdas financeiras (E) 6 555 212 3 668 335 529 067 10 752 614
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) -5 912 549 -3 278 475 -431 265 -9 622 289
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) -932 065 3 322 870 -43 607 2 347 198
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 4 095 212 927 482 472 5 023 166Custos e perdas extraordinários (I)
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 4 095 212 927 482 472 5 023 166
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 3 163 147 4 250 352 -43 135 7 370 364
IRC (L) 964 760 1 296 357 -13 156 2 247 961
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 2 198 388 2 953 995 -29 979 5 122 403
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades reguladas
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
221
Quadro IV - 14 - Demonstração de resultados da EEM por actividade em 2006
Unidade: EUR
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 84 418 648 56 159 808 9 936 935 150 515 391Vendas
De energia eléctrica 67 096 832 23 676 122 4 466 616 95 239 570Compensação tarifária 16 917 732 16 028 887 4 242 473 37 189 093Ajustamento 0 0 0 0Materiais diversos 0 0 0 0
Prestações de serviços 0 129 436 0 129 436Variação da produção 0 0 0 0Trabalhos para a própria empresa 404 083 16 243 326 1 136 244 17 783 653Proveitos suplementares 0 82 037 91 602 173 639Subsídios à exploração 0 0 0 0Outros proveitos e ganhos operacionais 0 0 0 0
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 78 938 469 48 352 242 9 391 038 136 681 748Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 20 197 606 0 0 20 197 606Materiais diversos 1 791 631 7 308 973 754 470 9 855 074Combustíveis, lubrificantes e outros 33 227 284 0 0 33 227 284
Fornecimentos e serviços externos 1 949 732 8 470 196 1 233 732 11 653 661Custos com o pessoal 9 571 267 16 665 027 6 098 033 32 334 327Amortizações 11 352 453 9 313 666 1 224 616 21 890 736Provisões 364 828 172 417 37 819 575 064Impostos 472 932 310 753 35 172 818 857Outros custos e perdas operacionais 10 735 6 111 210 7 196 6 129 140
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 5 480 179 7 807 566 545 897 13 833 642
Proveitos e ganhos financeiros (D) 621 180 414 156 94 988 1 130 324Custos e perdas financeiras (E) 7 474 428 4 973 370 572 532 13 020 330
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) -6 853 249 -4 559 213 -477 543 -11 890 005
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) -1 373 070 3 248 352 68 354 1 943 637
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 4 283 418 997 572 1 340 5 282 330Custos e perdas extraordinários (I) 0 0 0 0
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 4 283 418 997 572 1 340 5 282 330
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 2 910 349 4 245 924 69 694 7 225 967
IRC (L) 887 656 1 295 007 21 257 2 203 920
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 2 022 692 2 950 917 48 437 5 022 047
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades reguladas
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
222
Quadro IV - 15 - Demonstração de resultados da EEM por actividade em 2007
Unidade: EUR
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 89 260 131 58 347 414 10 267 346 157 874 891Vendas
De energia eléctrica 71 775 190 24 967 146 4 568 853 101 311 189Compensação tarifária 16 924 506 19 184 460 4 480 809 40 589 775Ajustamento Materiais diversos
Prestações de serviços 132 154 132 154Variação da produção Trabalhos para a própria empresa 560 435 13 979 895 1 124 158 15 664 488Proveitos suplementares 83 759 93 526 177 285Subsídios à exploração Outros proveitos e ganhos operacionais
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 83 698 055 48 765 999 9 674 518 142 138 573Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 20 299 164 20 299 164Materiais diversos 1 807 202 6 085 262 757 577 8 650 041Combustíveis, lubrificantes e outros 36 979 479 36 979 479
Fornecimentos e serviços externos 1 990 677 8 086 870 1 259 641 11 337 187Custos com o pessoal 9 830 396 17 141 712 6 288 675 33 260 782Amortizações 11 935 152 10 431 191 1 288 916 23 655 258Provisões 382 378 190 334 39 012 611 725Impostos 462 649 340 053 33 350 836 053Outros custos e perdas operacionais 10 960 6 490 578 7 347 6 508 885
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 5 562 075 9 581 415 592 827 15 736 318
Proveitos e ganhos financeiros (D) 606 754 430 211 93 359 1 130 324Custos e perdas financeiras (E) 7 718 214 5 732 808 573 146 14 024 169
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) -7 111 460 -5 302 597 - 479 787 -12 893 844
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) -1 549 385 4 278 818 113 040 2 842 473
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 4 228 756 945 018 1 340 5 175 113Custos e perdas extraordinários (I)
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 4 228 756 945 018 1 340 5 175 113
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 2 679 371 5 223 836 114 380 8 017 587
IRC (L) 817 208 1 593 270 34 886 2 445 364
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 1 862 163 3 630 566 79 494 5 572 223
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades reguladas
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
223
Quadro IV - 16 - Demonstração de resultados da EEM por actividade em 2008
Unidade: EUR
PROVEITOS E GANHOS OPERACIONAIS (A) 95 596 799 60 747 100 10 638 364 166 982 263Vendas
De energia eléctrica 76 417 496 26 254 790 4 674 119 107 346 405Compensação tarifária 18 694 502 21 594 857 4 724 285 45 013 644Ajustamento 0 0 0 0Materiais diversos 0 0 0 0
Prestações de serviços 0 134 797 0 134 797Variação da produção 0 0 0 0Trabalhos para a própria empresa 484 802 12 677 221 1 144 564 14 306 587Proveitos suplementares 0 85 435 95 396 180 831Subsídios à exploração 0 0 0 0Outros proveitos e ganhos operacionais 0 0 0 0
CUSTOS E PERDAS OPERACIONAIS (B) 88 891 966 49 530 490 10 038 231 148 460 686Custo das mercadorias vendidas e consumidas
Compras de Energia Eléctrica 20 397 917 0 0 20 397 917Materiais diversos 1 843 346 4 433 166 778 794 7 055 306Combustíveis, lubrificantes e outros 40 701 351 0 0 40 701 351
Fornecimentos e serviços externos 2 030 490 8 719 690 1 284 833 12 035 014Custos com o pessoal 10 124 317 17 653 652 6 480 694 34 258 663Amortizações 12 905 442 11 303 964 1 415 705 25 625 112Provisões 404 623 203 561 39 982 648 166Impostos 473 300 348 745 30 729 852 774Outros custos e perdas operacionais 11 179 6 867 712 7 494 6 886 385
RESULTADOS OPERACIONAIS (C) = (A) - (B) 6 704 834 11 216 611 600 133 18 521 577
Proveitos e ganhos financeiros (D) 607 710 431 493 91 121 1 130 324Custos e perdas financeiras (E) 7 828 465 5 828 056 525 255 14 181 776
RESULTADOS FINANCEIROS (F) = (D) - (E) -7 220 754 -5 396 563 -434 134 -13 051 452
RESULTADOS CORRENTES (G) = (C) + (F) -515 921 5 820 047 165 999 5 470 126
Proveitos e ganhos extraordinários (H) 4 121 569 922 012 1 340 5 044 921Custos e perdas extraordinários (I) 0 0 0 0
RESULTADOS EXTRAORDINÁRIOS (J) = (H) - (I) 4 121 569 922 012 1 340 5 044 921
RESULTADOS ANTES DE IMPOSTOS (K) = (G) + (J) 3 605 649 6 742 060 167 339 10 515 047
IRC (L) 1 099 723 2 056 328 51 038 3 207 089
RESULTADOS LÍQUIDOS (M) = (K) - (L) 2 505 926 4 685 731 116 300 7 307 957
Comercialização de Energia Eléctrica
Total das actividades reguladas
RubricasAquisição de Energia Eléctrica e Gestão do
Sistema
Distribuição de Energia Eléctrica
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
224
Quadro IV - 17 - Número médio de clientes da EEM por nível de tensão
Rubrica 2004 2005 2006 2007 2008
Clientes SEPM 121 566 124 484 127 472 130 531 133 664AT 0 0 0 0 0MT 205 211 216 221 226BT (sem IP) 119 968 122 847 125 795 128 814 131 906IP 1 393 1 426 1 461 1 496 1 532
Clientes SENVM 0 0 0 0 0AT 0 0 0 0 0MT 0 0 0 0 0
Fonte: EEM
Quadro IV - 18 - Número de efectivos da EEM por actividade
AGS DEE CEE Total AGS DEE CEE Total AGS DEE CEE Total AGS DEE CEE Total AGS DEE CEE Total
Departamentos específicos 197 344 142 683 195 346 139 680 194 344 139 677 194 344 139 677 194 344 139 677Departamentos comuns 48 111 30 189 54 104 30 188 55 104 30 189 54 103 30 187 54 103 30 187
Total 245 455 172 872 249 450 169 868 249 448 169 866 248 447 169 864 248 447 169 864
2007 20082006Rubricas
2004 2005
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
225
Quadro IV - 19 - Investimentos da EEM por actividade em 2004
CustosTécnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais CustosTécnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais
IMOBILIZADO INCORPÓREO 0 0 0 0 0 0 0 0
IMOBILIZADO CORPÓREO 13 800 956 13 800 956 14 696 307 14 696 307 1 848 087 1 848 087 30 345 351 30 345 351Terrenos e Recursos Naturais 44 143 44 143 87 373 87 373 0 0 131 516 131 516Edifícios e Outras Construções 5 339 5 339 28 744 28 744 4 301 4 301 38 384 38 384Equipamento Básico 9 853 523 9 853 523 9 853 523 9 853 523
Aproveitamentos endógenos 2 353 678 2 353 678 2 353 678 2 353 678Hídricos 2 353 678 2 353 678 2 353 678 2 353 678Geotérmicos 0 0 0 0Eólicos 0 0 0 0Outros 0 0 0 0
Centrais térmicas 7 412 825 7 412 825 7 412 825 7 412 825Outros Equipamentos Básicos 87 021 87 021 87 021 87 021
Distribuição em MT 9 340 674 9 340 674 32 835 32 835 9 373 510 9 373 510Subestações 1 097 074 1 097 074 0 1 097 074 1 097 074Linhas 8 067 967 8 067 967 0 8 067 967 8 067 967Postos de Corte e Seccionamento 51 601 51 601 0 51 601 51 601Centros de Controlo e Telemedida 64 686 64 686 0 64 686 64 686Equipas de Contagem e Medida 0 32 835 32 835 32 835 32 835Outros Equipamentos Básicos 59 346 59 346 0 0 59 346 59 346
Distribuição em BT 5 068 275 5 068 275 295 517 295 517 5 363 792 5 363 792Postos de Transformação 1 301 865 1 301 865 1 301 865 1 301 865Redes Urbanas 0 0 0 0Redes Rurais 2 454 574 2 454 574 2 454 574 2 454 574Chegadas Aéreas 0 0 0 0Chegadas Subterrâneas 0 0 0 0Iluminação Pública 793 429 793 429 793 429 793 429Equipas de Contagem e Medida 0 295 517 295 517 295 517 295 517Outros Equipamentos Básicos 518 408 518 408 0 0 518 408 518 408
Equipamento de Transporte 4 876 4 876 16 326 16 326 3 928 3 928 25 130 25 130Ferramentas e Utensílios 16 928 16 928 43 458 43 458 45 958 45 958 106 344 106 344Equipamento Administrativo 45 258 45 258 66 460 66 460 595 535 595 535 707 252 707 252Diferenças Câmbio 0 0 0 0 0 0 0 0Outro Imobilizado Corpóreo 3 830 889 3 830 889 44 999 44 999 870 013 870 013 4 745 900 4 745 900
TOTAL 13 800 956 13 800 956 14 696 307 14 696 307 1 848 087 1 848 087 30 345 351 30 345 351
Activo Bruto
Unidade: EUR
TOTALInvestimentos em 2004
AGS DEE CEE
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
226
Quadro IV - 20 - Investimentos da EEM por actividade em 2005
Activo Bruto Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais
IMOBILIZADO INCORPÓREO 55 000 55 000 30 000 30 000 0 0 85 000 85 000
IMOBILIZADO CORPÓREO 26 277 911 26 277 911 29 749 342 29 749 342 1 278 125 1 278 125 57 305 379 57 305 379Terrenos e Recursos Naturais 0 0 0 0 0 0 0 0Edifícios e Outras Construções 18 903 508 18 903 508 477 737 477 737 45 628 45 628 19 426 873 19 426 873Equipamento Básico 7 096 948 7 096 948 7 096 948 7 096 948
Aproveitamentos endógenos 5 850 508 5 850 508 5 850 508 5 850 508Hídricos 5 850 508 5 850 508 5 850 508 5 850 508Geotérmicos 0 0 0 0Eólicos 0 0 0 0Outros 0 0 0 0
Centrais térmicas 1 139 800 1 139 800 1 139 800 1 139 800Outros Equipamentos Básicos 106 640 106 640 106 640 106 640
Distribuição em MT 23 680 867 23 680 867 39 900 39 900 23 720 767 23 720 767Subestações 7 117 495 7 117 495 0 7 117 495 7 117 495Linhas 14 527 513 14 527 513 0 14 527 513 14 527 513Postos de Corte e Seccionamento 500 899 500 899 0 500 899 500 899Centros de Controlo e Telemedida 1 534 960 1 534 960 0 1 534 960 1 534 960Equipas de Contagem e Medida 0 39 900 39 900 39 900 39 900Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Distribuição em BT 4 743 160 4 743 160 932 880 932 880 5 676 040 5 676 040Postos de Transformação 1 357 191 1 357 191 1 357 191 1 357 191Redes Urbanas 0 0 0 0Redes Rurais 2 668 195 2 668 195 2 668 195 2 668 195Chegadas Aéreas 0 0 0 0Chegadas Subterrâneas 0 0 0 0Iluminação Pública 717 775 717 775 717 775 717 775Equipas de Contagem e Medida 0 932 880 932 880 932 880 932 880Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Equipamento de Transporte 0 0 0 0 0 0 0 0Ferramentas e Utensílios 40 453 40 453 76 955 76 955 149 341 149 341 266 750 266 750Equipamento Administrativo 137 002 137 002 260 622 260 622 110 376 110 376 508 000 508 000Diferenças Câmbio 0 0 0 0 0 0 0 0Outro Imobilizado Corpóreo 100 000 100 000 510 000 510 000 0 0 610 000 610 000
TOTAL 26 332 911 26 332 911 29 779 342 29 779 342 1 278 125 1 278 125 57 390 379 57 390 379
Investimentos em 2005AGS DEE CEE TOTAL
Unidade: EUR
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
227
Quadro IV - 21 - Investimentos da EEM por actividade em 2006
Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais
IMOBILIZADO INCORPÓREO 224 000 224 000 50 000 50 000 0 0 274 000 274 000
IMOBILIZADO CORPÓREO 11 146 675 11 146 675 29 979 399 29 979 399 2 335 580 2 335 580 43 461 654 43 461 654Terrenos e Recursos Naturais 0 0 0 0 0 0 0 0Edifícios e Outras Construções 40 453 40 453 76 955 76 955 32 591 32 591 150 000 150 000Equipamento Básico 10 053 085 10 053 085 10 053 085 10 053 085
Aproveitamentos endógenos 536 600 536 600 536 600 536 600Hídricos 536 600 536 600 536 600 536 600Geotérmicos 0 0 0 0Eólicos 0 0 0 0Outros 0 0 0 0
Centrais térmicas 9 259 485 9 259 485 9 259 485 9 259 485Outros Equipamentos Básicos 257 000 257 000 257 000 257 000
Distribuição em MT 21 619 652 21 619 652 40 900 40 900 21 660 552 21 660 552Subestações 8 947 116 8 947 116 0 0 8 947 116 8 947 116Linhas 10 872 036 10 872 036 0 0 10 872 036 10 872 036Postos de Corte e Seccionamento 0 0 0 0 0 0Centros de Controlo e Telemedida 1 800 500 1 800 500 0 0 1 800 500 1 800 500Equipas de Contagem e Medida 0 40 900 40 900 40 900 40 900Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Distribuição em BT 4 969 387 4 969 387 1 196 880 1 196 880 6 166 267 6 166 267Postos de Transformação 1 580 876 1 580 876 1 580 876 1 580 876Redes Urbanas 0 0 0 0Redes Rurais 2 854 511 2 854 511 2 854 511 2 854 511Chegadas Aéreas 0 0 0 0Chegadas Subterrâneas 0 0 0 0Iluminação Pública 534 000 534 000 534 000 534 000Equipas de Contagem e Medida 0 1 196 880 1 196 880 1 196 880 1 196 880Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Equipamento de Transporte 782 099 782 099 1 487 803 1 487 803 630 097 630 097 2 900 000 2 900 000Ferramentas e Utensílios 22 924 22 924 43 608 43 608 135 218 135 218 201 750 201 750Equipamento Administrativo 207 661 207 661 1 705 037 1 705 037 267 302 267 302 2 180 000 2 180 000Diferenças Câmbio 0 0 0 0 0 0 0 0Outro Imobilizado Corpóreo 40 453 40 453 76 955 76 955 32 591 32 591 150 000 150 000
TOTAL 11 370 675 11 370 675 30 029 399 30 029 399 2 335 580 2 335 580 43 735 654 43 735 654
Unidade: EURInvestimentos em 2006
Activo BrutoAGS DEE CEE TOTAL
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
228
Quadro IV - 22 - Investimentos da EEM por actividade em 2007
Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais
IMOBILIZADO INCORPÓREO 60 000 60 000 40 000 40 000 0 0 100 000 100 000
IMOBILIZADO CORPÓREO 18 477 312 18 477 312 24 599 388 24 599 388 1 384 888 1 384 888 44 461 588 44 461 588Terrenos e Recursos Naturais 0 0 0 0 0 0 0 0Edifícios e Outras Construções 67 422 67 422 128 259 128 259 54 319 54 319 250 000 250 000Equipamento Básico 18 097 050 18 097 050 18 097 050 18 097 050
Aproveitamentos endógenos 273 000 273 000 273 000 273 000Hídricos 273 000 273 000 273 000 273 000Geotérmicos 0 0 0 0Eólicos 0 0 0 0Outros 0 0 0 0
Centrais térmicas 17 177 250 17 177 250 17 177 250 17 177 250Outros Equipamentos Básicos 646 800 646 800 646 800 646 800
Distribuição em MT 18 916 258 18 916 258 40 900 40 900 18 957 158 18 957 158Subestações 8 383 000 8 383 000 0 8 383 000 8 383 000Linhas 9 013 058 9 013 058 0 9 013 058 9 013 058Postos de Corte e Seccionamento 0 0 0 0 0Centros de Controlo e Telemedida 1 520 200 1 520 200 0 1 520 200 1 520 200Equipas de Contagem e Medida 0 40 900 40 900 40 900 40 900Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Distribuição em BT 4 749 750 4 749 750 920 880 920 880 5 670 630 5 670 630Postos de Transformação 2 356 800 2 356 800 2 356 800 2 356 800Redes Urbanas 0 0 0 0Redes Rurais 1 565 200 1 565 200 1 565 200 1 565 200Chegadas Aéreas 0 0 0 0Chegadas Subterrâneas 0 0 0 0Iluminação Pública 827 750 827 750 827 750 827 750Equipas de Contagem e Medida 0 920 880 920 880 920 880 920 880Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Equipamento de Transporte 0 0 0 0 0 0 0 0Ferramentas e Utensílios 22 924 22 924 43 608 43 608 135 218 135 218 201 750 201 750Equipamento Administrativo 182 040 182 040 556 299 556 299 146 661 146 661 885 000 885 000Diferenças Câmbio 0 0 0 0 0 0 0 0Outro Imobilizado Corpóreo 107 876 107 876 205 214 205 214 86 910 86 910 400 000 400 000
TOTAL 18 537 312 18 537 312 24 639 388 24 639 388 1 384 888 1 384 888 44 561 588 44 561 588
Unidade: EURInvestimentos em 2007
Activo BrutoAGS DEE CEE TOTAL
Fonte: EEM
ANÁLISE DO DESEMPENHO E DAS PREVISÕES DAS EMPRESAS REGULADAS Anexo IV
229
Quadro IV - 23 - Investimentos da EEM por actividade em 2008
Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais Custos Técnicos
EncargosFinanceiros Custos totais Custos
TécnicosEncargos
Financeiros Custos totais
IMOBILIZADO INCORPÓREO 60 000 60 000 40 000 40 000 0 0 100 000 100 000
IMOBILIZADO CORPÓREO 15 896 806 15 896 806 19 387 428 19 387 428 1 456 353 1 456 353 36 740 587 36 740 587Terrenos e Recursos Naturais 0 0 0 0 0 0 0 0Edifícios e Outras Construções 242 720 242 720 461 732 461 732 195 547 195 547 900 000 900 000Equipamento Básico 15 468 000 15 468 000 15 468 000 15 468 000
Aproveitamentos endógenos 0 0 0 0Hídricos 0 0 0 0Geotérmicos 0 0 0 0Eólicos 0 0 0 0Outros 0 0 0 0
Centrais térmicas 14 710 000 14 710 000 14 710 000 14 710 000Outros Equipamentos Básicos 758 000 758 000 758 000 758 000
Distribuição em MT 13 463 215 13 463 215 42 127 42 127 13 505 342 13 505 342Subestações 5 497 000 5 497 000 0 5 497 000 5 497 000Linhas 6 274 215 6 274 215 0 6 274 215 6 274 215Postos de Corte e Seccionamento 0 0 0 0 0Centros de Controlo e Telemedida 1 692 000 1 692 000 0 1 692 000 1 692 000Equipas de Contagem e Medida 0 42 127 42 127 42 127 42 127Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Distribuição em BT 4 908 486 4 908 486 948 506 948 506 5 856 992 5 856 992Postos de Transformação 2 424 504 2 424 504 2 424 504 2 424 504Redes Urbanas 0 0 0 0Redes Rurais 1 597 924 1 597 924 1 597 924 1 597 924Chegadas Aéreas 0 0 0 0Chegadas Subterrâneas 0 0 0 0Iluminação Pública 886 058 886 058 886 058 886 058Equipas de Contagem e Medida 0 948 506 948 506 948 506 948 506Outros Equipamentos Básicos 0 0 0 0 0 0
Equipamento de Transporte 0 0 0 0 0 0 0 0Ferramentas e Utensílios 22 924 22 924 43 608 43 608 138 721 138 721 205 253 205 253Equipamento Administrativo 163 162 163 162 510 387 510 387 131 451 131 451 805 000 805 000Diferenças Câmbio 0 0 0 0 0 0 0 0Outro Imobilizado Corpóreo 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL 15 956 806 15 956 806 19 427 428 19 427 428 1 456 353 1 456 353 36 840 587 36 840 587
Unidade: EURInvestimentos em 2008
Activo BrutoAGS DEE CEE TOTAL
Fonte: EEM