Ajuste trimestral dos encargos variáveis de aquisição de Energia Eléctrica e dos preços das tarifas de Venda a
Clientes Finais em MAT, AT e MT a vigorar de Julho a Setembro de 2003
ÍNDICE
1
INTRODUÇÃO ...1
2
AJUSTE DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA
REFERENTE AO PRIMEIRO TRIMESTRE DE 2003 ...5
2.1
Cálculo do ajuste trimestral dos encargos variáveis...5
2.2
Análise dos factores que justificam o desvio trimestral...13
2.3
Encargos mensais a facturar pela REN à EDP Distribuição no 3.º trimestre de
2003 ...26
2.4
Transferência de custos com a convergência tarifária nas Regiões Autónomas ...27
2.4.1 Região Autónoma dos Açores ... 27
2.4.2 Região Autónoma da Madeira ... 28
3
PROCURA DE ELECTRICIDADE NAS REDES DO SEP...29
4
AJUSTAMENTO TARIFÁRIO APLICÁVEL AOS FORNECIMENTOS EM MAT, AT
E MT...35
4.1
Determinação dos ajustamentos tarifários aplicáveis aos fornecimentos em
MAT, AT e MT...35
4.2
Metodologia de cálculo ...38
4.3
Caracterização da procura de energia eléctrica...43
4.3.1 Tarifa de Energia e Potência ... 43
4.3.2 Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT... 45
4.3.2.1 Caracterização do consumo em MAT...46
4.3.2.2 Caracterização do consumo em AT ...48
4.3.2.3 Caracterização do consumo em MT ...51
4.3.3 Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT... 53
4.3.4 Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT... 56
4.3.4.1 Caracterização do consumo em AT ...56
4.3.4.2 Caracterização do consumo em MT ...59
4.4
Ajustamento tarifário a vigorar no terceiro trimestre de 2003...65
4.4.7 Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT a vigorar no terceiro
trimestre de 2003 ... 73
5
ANÁLISE DO IMPACTE DO AJUSTAMENTO TARIFÁRIO APLICÁVEL AOS
FORNECIMENTOS A CLIENTES DO SEP, SEPA E SEPM EM MAT, AT E MT ...77
5.1
Tarifa de Energia e Potência ...77
5.2
Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP...79
5.3
Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA...83
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2-1 – Desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica no 1º trimestre de
2003... 10
Figura 2-2 – Fluxos financeiros do mecanismo do ajuste trimestral ... 12
Figura 2-3– Análise da evolução dos preços médios mensais do fuelóleo 1% e 3,5% de enxofre... 16
Figura 2-4 – Evolução Preços spot CIF, NW Europa ... 17
Figura 2-5 – Evolução dos principais preços dos petróleos determinantes do preço do gás natural ... 18
Figura 2-6 – Análise da evolução da taxa de câmbio do dólar/euro ... 19
Figura 2-7 – Valores da Correcção de Hidraulicidade com e sem limitação ao preço do fuel... 21
Figura 2-8 – Desvio do encargo variável de energia eléctrica corrigido pelo fundo de correcção de hidraulicidade... 22
Figura 2-9 – Comparação entre os encargos de energia verificados no 1º trimestre de 2003 e os encargos de energia previstos nas Tarifas para 2003 ... 24
Figura 2-10 – Comparação entre os encargos de energia verificados no 1º trimestre de 2003 e a energia emitida no 1º trimestre valorizada ao custo variável médio implícito nas Tarifas para 2003... 25
Figura 2-11 – Comparação entre os encargos variáveis verificados no 1º trimestre de 2003 e as energias emitidas previstas nas tarifas de 2003 valorizadas com os custos médios verificados ... 26
Figura 3-1 – Procura de energia eléctrica na rede do SEP... 30
Figura 3-2 – Energia eléctrica para fornecimento ao SEP adquiridas pela REN... 31
Figura 3-3 – Energia eléctrica fornecida no âmbito da parcela livre ... 32
Figura 3-4 – Parcela livre... 33
Figura 4-1 – Desvio de quantidades de energia afectas aos fornecimentos do SEP ... 36
Figura 4-2 – Ajustamentos tarifários a aplicar aos clientes do SEP... 38
Figura 4-3 – Ajustamento das quantidades para o referencial de saída RNT... 41
Figura 4-4 – Ajustamento dos preços para aplicação a fornecimentos a clientes finais ... 42
Figura 4-5 – Conversão dos preços de energia activa do ajustamento da tarifa de Energia e Potência para os níveis de tensão de MAT, AT e MT... 43
Figura 4-6 – Diagrama de carga da Tarifa de Energia Potência, aplicável aos fornecimentos do SEP em MAT, AT e MT, no 3º trimestre... 45
Figura 4-7 – Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em MAT no 3º trimestre, discriminado por posto horário... 47
Figura 4-8 – Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em AT no 3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária ... 50
Figura 4-13 – Diagrama de carga dos clientes finais do SEPM em MT Consumidores Especiais no
3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária... 65
Figura 5-1 – Evolução do preço médio da TEP afecta aos fornecimentos em NT, por aplicação dos ajustamentos trimestrais... 78
Figura 5-2 – Evolução do preço médio anual da TEP afecta aos fornecimentos em NT... 79
Figura 5-3 – Variação do preço médio de MAT para o 3º trimestre de 2003 ... 80
Figura 5-4 – Variação do preço médio de AT para o 3º trimestre de 2003... 81
Figura 5-5 – Variação do preço médio de MT para o 3º trimestre de 2003 ... 81
Figura 5-6 – Variação do preço médio trimestral de MAT, resultante dos ajustamentos trimestrais.... 82
Figura 5-7 – Variação do preço médio de AT, resultante dos ajustamentos trimestrais ... 82
Figura 5-8 – Variação do preço médio de MT, resultante dos ajustamentos trimestrais... 83
Figura 5-9 – Variação do preço médio de MT do SEPA para o 3º trimestre de 2003... 84
Figura 5-10 – Variação do preço médio de AT do SEPM para o 3º trimestre de 2003 ... 85
ÍNDICE DE QUADROS
Quadro 2-1 – Repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia
eléctrica, por nível de tensão, em 2003... 6
Quadro 2-2 – Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do 1º trimestre de 2003... 7
Quadro 2-3 – Desvio da parcela variável de energia eléctrica até ao 1º trimestre de 2003... 8
Quadro 2-4 – Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica a considerar no ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos do SEP ... 11
Quadro 2-5 – Energia emitida prevista e verificada por central do SEP... 14
Quadro 2-6– Comparação entre o custo médio do combustível previsto e verificado ... 15
Quadro 2-7 – Correcção de hidraulicidade... 19
Quadro 2-8 – Importações e exportações de energia eléctrica... 22
Quadro 2-9 – Desvio global do encargo de energia verificado no 1º trimestre de 2003 ... 23
Quadro 2-10 – Facturação da REN à EDP Distribuição no 3º trimestre de 2003... 27
Quadro 2-11 – Transferência da REN para a EDA, no 3º trimestre de 2003... 28
Quadro 2-12 – Transferência da REN para a EEM, no 3º trimestre de 2003... 28
Quadro 4-1 – Valor do desvio trimestral aplicável às tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM... 40
Quadro 4-2 – Quantidades consideradas em 2002 para o cálculo da tarifa de Energia e Potência aplicável aos clientes do SEP em 2003 ... 44
Quadro 4-3 – Quantidades consideradas no cálculo do ajustamento da tarifa de Energia Potência, aplicável aos fornecimentos do SEP em MAT, AT e MT, no 3º trimestre ... 44
Quadro 4-4 – Quantidades consideradas em 2002 para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT em 2003... 46
Quadro 4-5 – Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, no 3º trimestre ... 47
Quadro 4-6 – Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em AT em 2003... 49
Quadro 4-7 – Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em AT, no 3º trimestre... 50
Quadro 4-8 – Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MT em 2003... 51
Quadro 4-9 – Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MT, no 3º trimestre ... 52
Quadro 4-13 – Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT, no 3º trimestre ... 58 Quadro 4-14 – Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do
SEP em MT em 2003... 60 Quadro 4-15 – Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a
Clientes Finais do SEPM em MT, no 3º trimestre ... 63 Quadro 4-16 – Preços do ajustamento tarifário da tarifa de Energia e Potência a vigorar no 3º
trimestre de 2003... 65 Quadro 4-17 – Preços do ajustamento tarifário da tarifa de Energia e Potência nos vários níveis de
tensão ... 66 Quadro 4-18 – Preços dos ajustamentos tarifários das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP a
vigorar no 3º trimestre de 2003 ... 66 Quadro 4-19 – Preços das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT a vigorar
no 3º trimestre de 2003... 68 Quadro 4-20 – Preços dos ajustamentos tarifários das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA
a vigorar no 3º trimestre de 2003... 70 Quadro 4-21 – Preços das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT a vigorar no 3º
trimestre de 2003... 71 Quadro 4-22 – Preços dos ajustamentos tarifários das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM
a vigorar no 3º trimestre de 2003... 72 Quadro 4-23 – Preços das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT a vigorar no
3º trimestre de 2003... 73 Quadro 5-1 – Variações do preço médio trimestral devidas à aplicação do ajustamento trimestral .... 77 Quadro 5-2 – Evolução do preço médio da TEP afecta aos fornecimentos em NT, por aplicação
dos ajustamentos trimestrais... 78 Quadro 5-3 – Variação dos proveitos das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e
MT para o 3º trimestre de 2003 ... 80 Quadro 5-4 – Variação dos proveitos das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT para
o 3º trimestre de 2003 ... 84 Quadro 5-5 – Variação dos proveitos das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT
1 INTRODUÇÃO
A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), no exercício das suas competências, procede anualmente à fixação das tarifas de energia eléctrica e dos preços regulados, para vigorarem a partir de Janeiro de cada ano, nos termos previstos no artigo 146.º do Regulamento Tarifário.
Nos termos do n.º 11 do referido artigo, a ERSE estabelece os valores dos ajustes trimestrais dos preços da energia activa da tarifa de Energia e Potência aplicável aos fornecimentos a clientes de MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM e das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM.
Neste documento analisa-se o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP relativo ao primeiro trimestre de 2003 tendo por base a informação enviada pela entidade concessionária da RNT e determina-se o correspondente ajustamento tarifário a aplicar aos clientes do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT no terceiro trimestre de 2003.
Os valores dos ajustes trimestrais resultam dos desvios dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica, calculados por diferença entre o valor previsto (corrigido das quantidades de energia eléctrica produzidas pelas centrais) e o valor ocorrido (corrigido da hidraulicidade).
O mecanismo de correcção de hidraulicidade tem como objectivo regularizar a variação interanual dos encargos variáveis com a produção termoeléctrica e com a importação de electricidade, devido à irregularidade dos regimes hidrológicos. O primeiro trimestre de 2003 foi um período bastante húmido, caracterizado por um Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica (IPH) de 1,36 o que significa que as afluências hidroeléctricas verificadas no território continental se situaram 36% acima da média das afluências registadas em períodos homólogos dos últimos anos.
O ajustamento trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica relativo ao primeiro trimestre de 2003 é de -8,3 milhões de euros. A repercussão deste valor na facturação da REN à EDP Distribuição durante o 3º trimestre de 2003 é de -7,9 milhões de euros. Os restantes -0,4 milhões de euros correspondem ao valor que a REN terá de pagar à entidade concessionária do transporte e distribuição do SEPA (EDA) e à concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM (EEM) no âmbito da convergência tarifária nas Regiões Autónomas.
vinculado em MT e AT no montante de -0,7 milhões de euros resulta da soma algébrica do valor da diferença acumulada de -6,7 milhões de euros com o montante definido para o valor de referência de 6 milhões de euros.
Durante o primeiro trimestre de 2003, as compras da EDP Distribuição no âmbito da parcela livre ultrapassaram largamente os valores previstos. Com efeito, a energia eléctrica adquirida pela EDP Distribuição foi de 955 GWh enquanto que o valor previsto tinha sido de 104 GWh.
A metodologia estabelecida para o cálculo dos ajustes trimestrais estabelece que a valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica adquirida ao SEP seja feita com base nos custos marginais de curto prazo do sistema o que, de acordo com o valor dos desvios ocorridos no passado, se tem revelado adequado. No entanto, quando o valor dos desvios se afasta de um valor marginal, devido às compras no âmbito da parcela livre, esta metodologia de valorização dos desvios traduz-se num valor inadequado do encargo mensal de facturação da REN à EDP Distribuição.
No primeiro trimestre de 2003, as compras da EDP Distribuição no âmbito da parcela livre foram muito superiores ao valor previsto, consequentemente a REN ao calcular os encargos mensais a facturar à EDP Distribuição valorizando os desvios pelos custos marginais de curto prazo, recebeu menos do que devia, sendo ressarcida do montante em causa no 3º trimestre de 2003.
Tratando-se de um ajuste entre a REN e a EDP Distribuição, os consumidores de energia eléctrica não devem ser afectados. Com efeito, com o mecanismo de ajuste trimestral pretende-se promover a eficiência económica, repercutindo rapidamente nos consumidores as variações dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica decorrentes de variações de preço dos combustíveis. Ora, o ajuste devido a uma incorrecta valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica adquirida ao SEP não está relacionado com variações nos preços dos combustíveis, pelo que a sua transferência para os consumidores não seria adequada.
Neste sentido, a forma mais adequada de corrigir esta situação, é a de considerar a totalidade do ajuste trimestral para efeito de recuperação dos encargos mensais pela REN no valor de -7,6 milhões de euros e de repercutir, na parcela de energia da tarifa de Energia e Potência a pagar pelos consumidores de MAT, AT e MT, a parte do desvio dos encargos variáveis calculada, pressupondo os valores previstos para as quantidades de energia eléctrica adquiridas pela EDP Distribuição no âmbito da parcela livre, no valor de 15,8 milhões de euros.
n.º 6 do artigo 97.º e nos n.º 5 dos artigos 106.º, 111.º e 116.º estabelecem-se as metodologias de cálculo dos ajustamentos da tarifa de Energia e Potência e das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT, por forma a repercutir os ajustamentos trimestrais do encargo variável de aquisição de energia eléctrica do SEP afecto a estes fornecimentos.
Nos termos do estabelecido no n.º 6 do artigo 97.º e no n.º 5 dos artigos 106.º, 111.º e 116.º o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP afecto aos fornecimentos do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT é aplicado unicamente a estes fornecimentos. O ajustamento dos preços de energia activa da tarifa de Energia e Potência e consequentemente das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT, ambos aplicáveis no terceiro trimestre de 2003, compensa o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica imputável a estes fornecimentos do SEP referente ao primeiro trimestre de 2003.
O ajustamento tarifário dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica aplicável no terceiro trimestre de 2003 provocará um decréscimo percentual do preço médio diferenciado por nível de tensão, relativamente aos valores fixados em Dezembro de 2002 para vigorarem em 2003:
§ Clientes do SEP de -8,71%, -8,22 % e -5,57 % em MAT, AT e MT, respectivamente; § Clientes do SEPA de -4,49 % em MT;
§ Clientes do SEPM de -0,51 % e -4,81 % em AT e MT, respectivamente.
O documento encontra-se estruturado da seguinte maneira:
§ No capítulo 2 analisa-se o ajustamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP referente ao primeiro trimestre de 2003 e estabelece-se o valor dos novos encargos mensais a vigorar no terceiro trimestre de 2003 relativos à facturação da REN à EDP Distribuição e à transferência de custos com a convergência tarifária na Região Autónoma dos Açores (RAA) e na Região Autónoma da Madeira (RAM).
§ No capítulo 3 analisa-se a procura de electricidade nas redes do SEP durante o 1º trimestre de 2003 comparando os valores ocorridos com os previstos no cálculo das tarifas para 2003.
§ No capítulo 4 são apresentados:
- A metodologia de cálculo dos preços do ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos a clientes do SEP, do SEPA e do SEPM em MAT, AT e MT.
§ No capítulo 5 analisa-se o impacte do ajustamento tarifário a vigorar no terceiro trimestre de 2003 no preço médio de fornecimento do SEP, do SEPA e do SEPM em MAT, AT e MT.
2 AJUSTE DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA
REFERENTE AO PRIMEIRO TRIMESTRE DE 2003
2.1
C
ÁLCULO DO AJUSTE TRIMESTRAL DOS ENCARGOS VARIÁVEISOs desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica são repercutidos nos diversos fornecimentos de energia eléctrica no âmbito do SEP, do SEPA e do SEPM.
O valor do desvio trimestral é dado pela diferença entre:
§ Os valores previstos para o trimestre, dos encargos variáveis mensais de produção das centrais do SEP, adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP, deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP, ajustados pelo desvio de quantidades de energia eléctrica afecta aos consumos do SEP valorizados ao custo marginal do sistema.
§ Os valores reais para o trimestre, dos encargos de produção de energia eléctrica para abastecimento de consumos do SEP corrigidos da hidraulicidade, adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP e deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP.
Tendo em conta os seguintes aspectos:
§ Os preços de energia eléctrica para os fornecimentos em MAT, AT e MT são fundamentalmente condicionados pelos encargos de aquisição de energia eléctrica.
§ Os encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica dependem dos preços dos combustíveis. § As várias fontes de energia encontram-se em competição para este segmento de clientes.
§ O fornecimento de energia eléctrica para os clientes de MAT, AT e MT encontra-se liberalizado, podendo estes escolher livremente o seu fornecedor.
Este ajustamento trimestral de preços não foi adoptado para os fornecimentos em BT. Com efeito, para os clientes de BT os preços de electricidade apresentam uma variabilidade substancialmente mais reduzida do que no caso dos fornecimentos em níveis de tensão superiores, uma vez que o conjunto de
efectuado com um diferimento de dois anos. Este procedimento possibilita que as tarifas de BT continuem a ser anuais.
Esta forma diferenciada de tratamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica entre os fornecimentos em NT (MAT, AT e MT) e os fornecimentos em BT, conduz a que o ajustamento trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica tenha de ser separado em duas parcelas a afectar a cada um dos fornecimentos referidos, NT e BT, de acordo com o estabelecido no n.º 4 do artigo 75.º do Regulamento Tarifário. Estas duas parcelas de desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica são proporcionais à repartição dos proveitos a recuperar pelo distribuidor vinculado por aplicação da tarifa de Energia e Potência a cada um destes fornecimentos.
A parcela referente aos consumos de MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM é transferida da REN para o distribuidor vinculado e da REN para a concessionária do transporte e distribuição do SEPA e para a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, na proporção dos respectivos fornecimentos e é repercutida na parcela variável das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM. A parcela referente aos consumos em BT é partilhada entre a REN e o distribuidor vinculado em MT e AT, sendo transferido da REN para o distribuidor o montante que exceder a banda de valores, (± DFref .).
Tendo por base a informação publicada no documento “Estrutura dos proveitos proporcionados pelas tarifas de energia eléctrica”, obtém-se uma repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica de 37,5% para os fornecimentos em MAT, AT e MT e de 62,5% para os fornecimentos em BT, conforme se apresenta no Quadro 2-1.
Quadro 2-1 – Repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica, por nível de tensão, em 2003
Nível de tensão Parâmetros
Artigo 75.º
MAT, AT, MT (NT) ß 0,375
BT a 0,625
Este ajustamento extraordinário resultou da alteração da metodologia do cálculo da correcção de hidraulicidade do 1º para o 2º trimestre de 2002, pelo que o valor correspondente ao 1º trimestre de 2002 foi transferido para 2003, por não ter sido considerado no trimestre respectivo.
Quadro 2-2 – Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do 1º trimestre de 2003
Jan Fev Mar 1º trimestre
Encargo variável previsto
(1) Encargo Variável Previsto (103
EUR) 55 916 44 636 49 963 150 514
(a) Componente variável 55 644 44 417 49 717 149 778
(b) Ajust. Ext. (C. H. 1º trim2002) 272 219 246 737
Encargo variável ocorrido
(c) CAEm Encargos variáveis mensais de produção das centrais do SEP 24 855 28 362 26 350 79 567
(d) Impm Encargos da importação de energia eléctrica ou de aquisição a PNV 870 897 -97 1 670
(e) Expm Proveitos de exportação ou da venda a entidades do SENV 7 561 8 520 12 170 28 251
(f) CHm Correcção de Hidraulicidade 18 334 4 766 8 698 31 797
(2) Encargo variável ocorrido [(c) + (d) - (e) + (f)] (103 EUR) 36 497 25 505 22 781 84 783
Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica
(g) Quantidades ocorridas (GWh) 3 025 2 744 2 551 8 320
(h) Quantidades implícitas nas tarifas (GWh) 3 432 2 995 3 156 9 583
(i) Custo marginal de energia de curto prazo das centrais do SEP (103 EUR/GWh) 41 32 33
(3) Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica [(g) - (h)] x (i) (103
EUR) -16 699 -8 042 -19 958 -44 699
Desvio mensal da parcela variável
(4) Desvio mensal da parcela variável = - (a) + (2) - (3) (103 EUR) -2 447 -10 871 -6 978 -20 295
Repartição do desvio mensal da parcela variável
(j) Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de BT [α x (4)] -1 529 -6 790 -4 359 -12 678
(k) Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de NT [β x (4)] -919 -4 080 -2 619 -7 618
E m , iável var R~ m , iável var R ∆ BT m iável Rvar , ∆ NT m iável Rvar , ∆ m SEP E , m SEP E , ~ m cp Cm,
O Quadro 2-3 sintetiza o mecanismo de transferência do ajuste referente ao 1º trimestre de 2003.
O valor acumulado na entidade concessionária da RNT do ajuste trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos consumos em BT (DFF), no montante de -6,68 milhões de euros, é dado pela soma do valor acumulado até ao final do 4º trimestre de 2002 que não foi transferido para o distribuidor vinculado em MT e AT (6,0 milhões de euros) com o desvio destes encargos relativos ao 1º trimestre de 2003 (-12,68 milhões de euros). O valor do ajuste trimestral em BT de -0,68 milhões
energia eléctrica afecto aos clientes de BT, de -0,68 milhões de euros, com o ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes do SEP de MAT, AT e MT, de -7,26 milhões de euros.
O montante a transferir pela REN para a entidade concessionária do transporte e distribuição do SEPA referente ao 3º trimestre de 2003, no âmbito da convergência tarifária, será adicionado de 0,21 milhões de euros, de forma a compensar a redução de proveitos resultante da aplicação de uma tarifa mais baixa neste trimestre relativamente à que se encontrava em vigor desde Janeiro de 2003.
Na Região Autónoma da Madeira o montante a transferir da REN para a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM referente ao 3º trimestre de 2003, no âmbito da convergência tarifária, será de 0,15 milhões euros.
Quadro 2-3 – Desvio da parcela variável de energia eléctrica até ao 1º trimestre de 2003
103 EUR 1º trimestre 2002 2º trimestre 2002 3º trimestre 2002 4º trimestre 2002 1º trimestre 2003 2º trimestre 2003 3º trimestre 2003 Desvio Trimestral da Parcela Variável
8 346 15 478 15 377 31 226 -20 295 5 170 9 587 9 525 19 343 -12 678 3 176 5 890 5 852 11 884 -7 618 Desvio Trimestral de BT Diferença acumulda = 5 170 14 757 15 525 25 343 -6 678 Ajuste Trimestral em BT 0 8 757 9 525 19 343 -678
Saldo da diferença de facturação 0 0 5 170 6 000 6 000 6 000 -6 000
Desvio Trimestral de NT Clientes SEP -7 259 Clientes SEPA -209 Clientes SEPM -150 ∑ ∑=∆ = 3=∆ 1 m m iável 3 1 m BT m iável R Rvar , α var , ∑ ∑=∆ = 3=∆ 1 m m iável 3 1 m NT m iável R Rvar , β var , ∑3=∆ 1 m m iável Rvar , ( ) ∑ = ∆ + = 3 1 , var m BT m iável tri R DF DFF BT tri V ∆ BT tri tri DFF V DF = −∆ ( ) NT tri NT tri m NT m variável NT
tri R VSEPA VSEPM
VSEP =∑ ∆ −∆ −∆ ∆ = 3 1 NT ri T VSEPA ∆ NT ri T VSEPM ∆
A determinação do valor total do desvio, -20 295 milhares de euros, pode ser visualizada na Figura 2-1:
energia eléctrica com origem no SEP, calculado em 2002 para o estabelecimento das tarifas de 2003, no montante de 149 7781 milhares de euros.
§ Na segunda barra apresentam-se os valores previstos para o 1º trimestre de 2003 dos encargos variáveis de energia corrigidos pelo desvio de quantidades de energia eléctrica afecta aos consumos do SEP emitida para a rede pelas centrais de produção do SEP, bem como a energia eléctrica importada deduzida da energia eléctrica exportada, facturado ao custo marginal do sistema que totaliza 105 079 milhares de euros. O desvio devido à diferença de quantidades foi de -44 699 milhares de euros.
§ A terceira barra representa os valores reais dos encargos de produção de energia eléctrica para abastecimento de consumos do SEP corrigidos da hidraulicidade, adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP, deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP num total de 84 783 milhares de euros. O desvio entre o valor real e o valor previsto é de -64 995 milhares de euros (84 783 - 149 778), contudo, devido a uma redução nas quantidades fornecidas ficaram por recuperar 44 699 milhares de euros. Assim, o desvio do encargo variável de energia eléctrica no 1º trimestre de 2003, é de -20 295 milhares de euros.
§ A quarta barra representa os valores reais dos encargos de produção de energia eléctrica para abastecimento de consumos do SEP adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP, deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP que totaliza 52 986 milhares de euros. Este é o valor real dos encargos de energia eléctrica que deveria ser considerado para cálculo dos desvios caso não existisse o mecanismo de correcção de hidraulicidade.
Figura 2-1 – Desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica no 1º trimestre de 2003 149 778 84 783 105 079 52 986 -31 797 -20 295 -44 699 Quantidades 2002 Custos 2002 Quantidades 2003 Custos 2002 Quantidades 2003 Custos 2003 Quantidades 2003 Custos 2003 (sem correcção da hidraulicidade) Unidade: 103 EUR Encargos variáveis ocorridos no 1º trimestre de 2003 sem correcção da Hidraulicidade Valorização dos desvios nas quantidades de energia eléctrica Encargo variável calculado em 2002 para o estabelecimento das tarifas de 2003 Desvio do encargo variável no 1º Trim/2003 Desvio das quantidades de energia eléctrica Correcção de Hidraulicidade Encargos variáveis ocorridos no 1º trimestre de 2003 com correcção da Hidraulicidade
Tendo as compras da EDP Distribuição, no primeiro trimestre de 2003, no âmbito da parcela livre, sido muito superiores ao valor previsto, os encargos mensais a facturados pela REN à EDP Distribuição, calculados através da valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica fornecida pelos custos marginais de curto prazo, foram inferiores devido, pelo qual a REN será ressarcida do montante em causa no 3º trimestre de 2003.
Tratando-se de um ajuste entre a REN e a EDP Distribuição, os consumidores de energia eléctrica não serão afectados. Com efeito, com o mecanismo de ajuste trimestral pretende-se promover a eficiência económica, repercutindo rapidamente nos consumidores as variações dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica decorrentes de variações de preço dos combustíveis. Ora, o ajuste devido a uma incorrecta valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica adquirida ao SEP, não está relacionado com variações nos preços dos combustíveis pelo que a sua transferência para os
SEP. O ajuste a repercutir na parcela de energia da tarifa de Energia e Potência a pagar pelos consumidores de MAT, AT e MT tem em consideração a correcção do desvio de quantidades (reais e previstas) relativo às aquisições no âmbito da parcela livre valorizadas pelo custo variável médio unitário de aquisição de energia eléctrica verificado, no montante de 23,01 milhões de euros.
No quadro seguinte apresentam-se os cálculos dos desvios corrigidos da variação das quantidades adquiridas pela EDP Distribuição na âmbito da parcela livre sendo o valor global a transferir para os consumidores de MAT, AT e MT de 15 758 mil euros.
Quadro 2-4 – Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica a considerar no ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos do SEP
Janeiro Fevereiro Março 1º trimestre
Encargo variável previsto
(1) Encargo Variável Previsto (103 EUR) 55 916 44 636 49 963 150 514
(a) Componente variável 55 644 44 417 49 717 149 778
(b) Ajust. Ext. (C. H. 1º trim2002) 272 219 246 737
Encargo variável ocorrido
(c) CAEm Encargos variáveis mensais de produção das centrais do SEP 24 855 28 362 26 350 79 567 (d) Impm Encargos da importação de energia eléctrica ou de aquisição a PNV 870 897 -97 1 670 (e) Expm Proveitos de exportação ou da venda a entidades do SENV 7 561 8 520 12 170 28 251
(f) CHm Correcção de Hidraulicidade 18 334 4 766 8 698 31 797
(2) Encargo variável ocorrido [(c) + (d) - (e) + (f)] (103 EUR) 36 497 25 505 22 781 84 783
Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica corrigidas das compras na parcela livre
(g) Quantidades ocorridas (GWh) 3 025 2 744 2 551 8 320
(h) Quantidades implícitas nas tarifas (GWh) 3 432 2 995 3 156 9 583
(i) Custo marginal de energia de curto prazo das centrais do SEP (103 EUR/GWh) 41 32 33
(j) Desvio das quantidades previstas no âmbito da parcela livre (GWh) 317 243 290 851
(k) Custo variável unitário ocorrido (103 EUR/GWh) 12 9 9
(3) Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica [(g) - (h)] x (i) - (j) x [(k) - (i)] (103 EUR) -7 520 -2 516 -12 976 -23 012
Desvio mensal da parcela variável
(4) Desvio mensal da parcela variável = - (a) + (2) - (3) (103 EUR) -11 627 -16 396 -13 960 -41 983
Repartição do desvio mensal da parcela variável
(l) Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de BT [α x (4)] -7 263 -10 242 -8 720 -26 225 (m) Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de NT [β x (4)] -4 364 -6 154 -5 240 -15 758
E m , iável var R ~ m , iável var R ∆ BT m iável Rvar , ∆ NT m iável Rvar , ∆ m SEP E , m SEP E , ~ m cp Cm ,
Na figura seguinte apresenta-se o conjunto de fluxos financeiros relativos a este mecanismo de ajuste trimestral, entre os diversos agentes nele envolvidos. Assim, no terceiro trimestrede 2003:
§ A REN irá pagar às empresas das Regiões Autónomas +0,36 milhões de euros, pelo que o saldo final corresponde a um recebimento de -8,3 milhões de euros.
§ A EDA recebe da REN +0,21 milhões de euros, valor que é equivalente ao que recebe a menos dos seus clientes, pelo que o saldo final para a empresa é nulo. A EEM recebe da REN +0,15 milhões de euros, valor que é equivalente ao que recebe a menos dos seus clientes, pelo que o saldo final para a empresa é nulo.
§ Os clientes da Região Autónoma dos Açores ligados à rede em MT pagam -0,21 milhões de euros.
§ Os clientes da Região Autónoma da Madeira ligados à rede de AT/MT pagam -0,15 milhões de euros.
Figura 2-2 – Fluxos financeiros do mecanismo do ajuste trimestral
-7,26 -15,40 -0,15 -0,15 -0,68 -0,68 -7,62 -0,21 -0,21 -15,40 -7,94 -0,36 -0,36 15,40 7,46 8,30 0,00 0,36 Clientes do SEPA e SEPM em NT Entidades das Regiões Autónomas
REN EDP Distribuição
Clientes do SEP em NT
Clientes e Entidades do SEPM em NT Clientes e Entidades do SEPA em NT Desvio de NT Desvio de BT Unidade: 106 EUR BT NT NT NT BT Pagam a menos Saldo Recebe a menos Recebe a menos Pagam a menos
2.2
A
NÁLISE DOS FACTORES QUE JUSTIFICAM O DESVIO TRIMESTRALPara o valor do desvio trimestral contribuem fundamentalmente os seguintes factores que em seguida se analisam:
1. Quantidades vendidas 2. Custos dos combustíveis
3. Custos derivados da hidraulicidade
4. Importações e exportações de energia eléctrica 5. Encargos de energia eléctrica no âmbito dos CAE
1. QUANTIDADES VENDIDAS
No quadro seguinte apresenta-se a produção de energia eléctrica nas principais centrais térmicas e a produção total dos sistemas térmico e hídrico (em valores referidos à emissão) relativas ao 1º trimestre de 2003.
Quadro 2-5 – Energia emitida prevista e verificada por central do SEP Previsto Tarifas 2003 (1) Verificado 2003 (2) Desvio % [(2)-(1)]/(1) CPPE
Carregado (fuelóleo + gás natural) 222 65 -71%
Setúbal (fuelóleo) 705 61 -91% Sines (carvão) 2 158 2 016 -7% Outras 29 26 -11% Total CPPE 3 114 2 168 -30% Tejo Energia Pego (carvão) 1 062 874 -18% Turbogás
Tapada do Outeiro (CC Gás Natural) 1 762 892 -49%
Total centrais térmicas do SEP 5 938 3 935 -34%
Aproveitamentos hidroeléctricos do SEP 3 730 5 601 50%
Total centrais do SEP 9 668 9 536 -1%
Bombagem -106 -89 -16%
Saldo importador 25 -509
Importações 25 11
Exportações 0 520
Vendas do ACS e outros -4 -619
Total para abastecimento do SEP (ESEP,m) 9 583 8 320 -13% Unidade: GWh
Verifica-se que a produção de energia eléctrica pelas centrais do SEP foi 1% inferior ao previsto para o cálculo das tarifas. Pelo facto de o trimestre ter sido muito húmido, verificou-se um aumento na produção de origem hidroeléctrica face ao valor médio em cerca de 50%, tendo o sistema térmico registado um decréscimo de 34%.
Quadro 2-6– Comparação entre o custo médio do combustível previsto e verificado Média 1º trimestre Previsto Tarifas 2003 (1) Verificado 2003 ( 2 ) Desvio % [(2)-(1)]/(1) Previsto Tarifas 2003 (3) Verificado 2003 (4) Desvio % [(4)-(3)]/(3) Previsto Tarifas 2003 (5) Verificado 2003 (6) Desvio % [(6)-(5)]/(5) Previsto Tarifas 2003 (7) Verificado 2003 (8) Desvio % [(8)-(7)]/(7) CPPE
Carregado (fuelóleo + gás natural) 103 EUR/tep 201,1 191,8 -5% 193,7 166,6 -14% 201,6 265,9 32% 199,3 204,8 3%
Setúbal (fuelóleo) 103 EUR/tep 170,7 175,9 3% 167,9 176,0 5% 165,8 - - 168,1 175,9 5%
Sines (carvão) 103 EUR/tec
43,7 44,1 1% 43,7 41,3 -5% 43,8 42,3 -3% 43,7 42,5 -3% Tejo Energia
Pego (carvão) 103 EUR/tec
55,6 52,4 -6% 55,4 50,9 -8% 55,8 50,4 -10% 55,6 51,1 -8% Turbogás
Tapada do Outeiro (Gás Natural) 103 EUR/GJ 4,9 4,6 -8% 5,0 4,6 -9% 4,9 4,6 -7% 5,0 4,6 -8%
Nota:
a) Relação considerada - 1 tonelada fuelóleo =0,948 tep Centrais térmicas
Janeiro Fevereiro Março
A análise do Quadro 2-6 permite concluir que o preço do fuelóleo colocado na central de Setúbal subiu cerca de 5% em relação ao valor previsto para o cálculo das tarifas. Não são apresentados dados para a central de Setúbal no mês de Março, por esta não ter consumido combustível nesse mês. As centrais a carvão e a central a gás natural da Tapada do Outeiro apresentaram preços dos combustíveis inferiores ao previsto, destacando-se a central a gás natural da Tapada do Outeiro e a central do Pego, com preços 8% inferiores.
Na Figura 2-3 apresenta-se a evolução do preço mensal do fuelóleo com teores de 1% e de 3,5% de enxofre, de acordo com os indicadores “Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera” e “Cargoes CIF NWE basis ARA, Amesterdão-Roterdão-Antuérpia”. Até ao último trimestre de 2002, o valor médio destes indicadores para o fuelóleo com teor de 3,5%, permitia determinar o custo do fuelóleo pago às centrais do SEP, conforme estabelecido nos CAE. Em Outubro de 2002, iniciou-se o consumo do fuelóleo com teor de 1% de enxofre nas centrais a fuelóleo do SEP, por forma a cumprir a obrigação legal de consumo de fuelóleo com esse teor de enxofre, em vigor a partir de Janeiro de 2003. Desde então, o custo do fuelóleo pago às centrais está indexado ao valor médio dos indicadores acima referidos, para o fuelóleo com um teor de 1% de enxofre.
Figura 2-3– Análise da evolução dos preços médios mensais do fuelóleo 1% e 3,5% de enxofre 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240
Out-02 Nov-02 Dez-02 Jan-03 Fev-03 Mar-03
USD/t
Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera 3,5% Cargoes CIF NWE basis ARA 3,5% Preço do fuelóleo 1% implícito nas tarifas 2003 Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 4º trimestre 2002 Cargoes CIF NWE basis ARA 1% Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera 1% Preço médio do fuelóleo a 1% no 1º trimestre 2003 Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 1º trimestre 2003 Preço do fuelóleo 3,5% implícito nas tarifas 2002 Preço médio do fuelóleo a 1% no 4º trimestre 2002
A figura evidencia o aumento verificado nos preços de mercado do fuelóleo, tendo sido o valor médio do fuelóleo com 1% de enxofre de cerca de 203 USD/t, no 1º trimestre de 2003, enquanto no último trimestre de 2002, o preço do fuelóleo a 1% foi cerca de 165 USD/t. Não obstante este aumento, o custo do fuelóleo consumido na central de Setúbal diminuiu relativamente ao trimestre anterior. Este facto poder-se-á dever a ajustes no custo do fuelóleo decorrentes de consumos efectuados em trimestres passados, conjugado com um consumo selectivo de fuelóleo em Setúbal. Relembra-se que esta central não produziu em Março.
Na Figura 2-4 apresenta-se a evolução do preço do carvão nos mercados internacionais desde Setembro de 2001 até Março de 2003. Durante o período em análise, os preços desceram até cerca de 30 USD/tec em Agosto de 2002, tendo invertido esta tendência a partir desta data, para atingir o seu valor máximo em Fevereiro de 2003, com 42,5 USD/tec. Relembra-se que o valor médio previsto em Outubro de 2002, para efeitos de tarifas, para o 1º trimestre de 2003 foi de 43,7 euros/tec (em Sines), tendo sido o valor médio verificado do custo com o carvão colocado na central de Sines de 42,5 euros/tec.
Figura 2-4 – Evolução Preços spot CIF, NW Europa 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Set-01 Nov-01 Jan-02 Mar-02 Mai-02 Jul-02 Set-02 Nov-02 Jan-03 Mar-03
USD/tec
Evolução Preços spot CIF, NW Europa, com reajustamento da taxa de câmbio
Na figura que se segue apresenta-se a evolução de um conjunto de indicadores do preço do petróleo que têm sido determinantes na formação dos preços do gás natural. Apresentam-se valores médios semanais do preço do fuelóleo desde Abril de 2002, até ao o fim do 1º trimestre de 2003. Os preços do gás natural apresentam-se desfasados em relação aos preços do fuelóleo de cerca de seis meses, pelo que o importante aumento do preço do petróleo verificado a partir do fim de 2002, apenas deverá ter consequências no preço do gás natural a partir de meados de 2003.
Figura 2-5 – Evolução dos principais preços dos petróleos determinantes do preço do gás natural 0 5 10 15 20 25 30 35 40 5-4-02 3-5-02 31-5-02 28-6-02 26-7-02 23-8-02 20-9-02 18-10-02 15-11-02 13-12-02 10-1-03 7-2-03 7-3-03 4-4-03 USD/bbl
Saudi Arabia Saudi Light Spot Price FOB ($/bbl) Asia Murban Spot Price FOB ($/bbl) Mediterranean Seri Kerir Iran Light Spot Price FOB ($/bbl) Kuwait Blend Spot Price FOB ($/bbl) Algeria Saharan Blend Spot Price FOB ($/bbl)
A evolução do dólar americano é outro factor bastante importante nos custos dos combustíveis. Esta divisa tem-se depreciado ao longo deste período, sendo a taxa de câmbio média USD/EUR inferior a unidade, desde Novembro de 2002. Este facto permite explicar a diminuição dos custos de aquisição dos combustíveis. Assim, a taxa de câmbio USD/EUR implícita nas tarifas é de 1,02 USD/EUR, enquanto que a taxa média verificada no 1º trimestre de 2003 foi de 0,925 USD/EUR.
Figura 2-6 – Análise da evolução da taxa de câmbio do dólar/euro 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Out-02 Nov-02 Dez-02 Jan-03 Fev-03 Mar-03
USD/EUR
Taxa de câmbio USD/EUR Taxa de câmbio implícita nas tarifas 2002 Taxa de câmbio média no 4º trimestre 2002 Taxa de câmbio média no 1º trimestre 2003 Taxa de câmbio implícita nas tarifas 2003
3. CUSTOS DERIVADOS DA HIDRAULICIDADE
O mecanismo de correcção de hidraulicidade tem como objectivo regularizar a variação interanual dos encargos variáveis com a produção termoeléctrica e com a importação de electricidade, devido à irregularidade dos regimes hidrológicos. O primeiro trimestre de 2003 foi bastante húmido, caracterizado por um Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica (IPH) de 1,36 o que significa que as afluências hidroeléctricas verificadas no território continental se situaram 36% acima da média das afluências registadas em períodos homólogos dos últimos anos.
A evolução do valor do diferencial da correcção de hidraulicidade, considerado pela REN no primeiro trimestre, bem como o correspondente IPH, estão apresentados no Quadro 2-7.
De acordo com o estabelecido no Decreto-Lei n.º 338/91, de 10 de Setembro, pretende-se com o mecanismo de correcção de hidraulicidade reduzir a variabilidade dos custos com a produção de energia eléctrica. O diferencial de custos devido à variação da produção hidroeléctrica é calculado pela diferença entre o custo de produção obtido por simulação da exploração do sistema electroprodutor com o regime ocorrido, e o custo de referência, correspondente à média dos custos calculados por simulações efectuadas com os regimes hidrológicos verificados nos últimos 30 anos.
Em regime hidrológico seco, o custo real de produção é maior que o custo de referência, suportando o fundo de correcção de hidraulicidade este diferencial. Em regime húmido, ocorre uma situação inversa, incorporando o fundo a diferença entre o custo verificado e o custo de referência.
Ainda de acordo com o mesmo Decreto-Lei, é imposto um limite máximo ao custo do combustível considerado como fonte marginal de produção (fuel) utilizado na determinação do diferencial de hidraulicidade, limitando-o a um preço máximo de referência de 124,70 €/ton, estabelecido pelo despacho n.º 14 431/2000 do Ministério da Economia, publicado em Diário da República a 17 de Julho de 2000.
Caso se tenham utilizado centrais com este tipo de combustível e se o seu preço ultrapassar o valor máximo de referência, a simulação da exploração real do sistema electroprodutor utiliza esse valor máximo pré-definido, determinando custos de produção mais baixos, sendo o diferencial de hidraulicidade também inferior ao que sucederia caso não houvesse limitação ao custo dos combustíveis.
O gráfico seguinte permite visualizar os valores da Correcção de Hidraulicidade durante o primeiro trimestre de 2003 com e sem limitação ao preço da fonte marginal de produção.
Figura 2-7 – Valores da Correcção de Hidraulicidade com e sem limitação ao preço do fuel -25 000 -20 000 -15 000 -10 000 -5 000 0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 10 3 EUR 0,00 0,50 1,00 1,50 2,00
Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica
Fuel limitado a 124,70 €/ton -18 334 -4 766 -8 698
Fuel não limitado -22 300 -6 999 -9 600
Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica 1,64 1,12 1,30
Jan Fev Mar
Da análise da figura conclui-se que o mecanismo de correcção de hidraulicidade não eliminou na totalidade a irregularidade hidrológica verificada no 1º trimestre de 2003, sendo 7 102 milhares de euros repercutidos nas tarifas aos clientes finais do SEP.
Tal como pode ser observado na Figura 2-8, relativamente ao 1º trimestre de 2003, do diferencial de -52 093 milhares de euros entre os custos variáveis de energia eléctrica ocorridos (52 986 milhares de euros) e os custos estimados corrigidos da variação de quantidades (105 079 milhares de euros) houve um acréscimo de custos de 38 899 milhares de euros devido à hidraulicidade, pelo que a variação dos preços dos combustíveis implicaria uma redução de custos no sistema de 13 194 milhares de euros. Face à limitação do fuelóleo ao preço máximo de referência, o fundo de correcção de hidraulicidade apenas corrige 31 797 milhares de euros, implicando uma redução de custos no sistema de 20 295 milhares de euros.
Figura 2-8 – Desvio do encargo variável de energia eléctrica corrigido pelo fundo de correcção de hidraulicidade -13 194 -20 295 -52 093 38 899 +7 102 -31 797
Desvio total dos encargos variáveis de energia eléctrica (a recuperar pelos clientes)
Desvio dos encargos variáveis de energia eléctrica com limitação do preço do fuelóleo ao preço máximo (Fundo de Correcção de Hidraulicidade) Variação da hidraulicidade não corrigida pelo fundo (beneficio dos clientes)
Variação do custo dos combustíveis
Desvio dos encargos variáveis de energia eléctrica sem limitação do preço do fuelóleo ao preço máximo Desvio dos encargos variáveis de energia eléctrica (com correcção de quantidades)
Unidade: 103 EUR
4. IMPORTAÇÕES E EXPORTAÇÕES DE ENERGIA ELÉCTRICA
No Quadro 2-8 comparam-se os valores das importações de energia eléctrica e das exportações de energia eléctrica ocorridos no primeiro trimestre de 2003 com os previstos para cálculo das tarifas de 2003.
Quadro 2-8 – Importações e exportações de energia eléctrica
Verificado 2003 Previsto Tarifas 2003 Verificado 2003 Previsto Tarifas 2003 Verificado 2003 Previsto Tarifas 2003 Verificado 2003 Previsto Tarifas 2003
Importações de energia eléctrica (103 EUR) 135 864 231 324 54 270 420 1 458
preço médio (EUR/MWh) 57,60 64,80 54,00 36,92 58,32
Exportações de energia eléctrica (103 EUR) 6 896 0 7 763 0 11 242 0 25 902 0
preço médio (EUR/MWh) 49,81
Saldo -6 761 864 -7 532 324 -11 189 270 -25 482 1 458
Observa-se que, em termos relativos, os maiores desvios face aos valores previstos nas tarifas para 2003 ocorreram nos custos médios das centrais que consomem fuelóleo: Carregado e Setúbal, que viram o seu custo médio aumentar em cerca de 26% e 8%, respectivamente.
Saliente-se contudo, que, em termos globais, o custo médio do consumo das centrais térmicas decresceu 18% relativamente ao previsto. Este facto deve-se sobretudo à produção de energia eléctrica com recurso ao fuelóleo ter sido quase residual e a com recurso ao gás natural ter sofrido uma redução significativa. A central de Sines2 foi responsável pela maior parte da energia eléctrica produzida pelas centrais térmicas no 1º trimestre de 2003. Assim, a produção de energia eléctrica com recurso ao carvão representou mais de 73% do total das centrais térmicas tendo sido previsto na determinação das tarifas para 2003 que este combustível apenas representasse 54%.
Para a redução do custo médio do Encargo de Energia contribuiu ainda o decréscimo do custo médio de aquisição do carvão e do gás natural.
Quadro 2-9 – Desvio global do encargo de energia verificado no 1º trimestre de 2003
Previsto Tarifas 2003 Verificado 2003 Desvio % Previsto Tarifas 2003 Verificado 2003 Desvio % Previsto Tarifas 2003 Verificado 2003 Desvio % (1) (2) [(2)-(1)]/(1) (1) (2) [(2)-(1)]/(1) (1) (2) [(2)-(1)]/(1) CPPE
Carregado (fuelóleo + gás natural) 9 781 3 627 -63% 222 65 -71% 44,16 55,92 27%
Setúbal (fuelóleo) 26 650 2 524 -91% 705 61 -91% 37,80 41,06 9% Sines (carvão) 32 608 29 592 -9% 2 158 2 016 -7% 15,11 14,68 -3% Outras 1 603 1 565 -2% 29 26 -11% 55,26 60,80 10% Total CPPE 70 641 37 308 -47% 3 114 2 168 -30% 22,69 17,21 -24% Tejo Energia Pego (carvão) 19 621 15 305 -22% 1 062 874 -18% 18,48 17,52 -5% Turbogás
Tapada do Outeiro (Gás Natural) 56 866 26 955 -53% 1 762 892 -49% 32,27 30,21 -6%
Total centrais térmicas do SEP 147 129 79 568 -46% 5 938 3 935 -34% 24,78 20,22 -18%
Encargo de Energia afecto à actividade de AEE líquido de vendas da REN
1 03 EUR Energia emitida GWh Custo médio €/MWh Centrais térmicas
Figura 2-9 – Comparação entre os encargos de energia verificados no 1º trimestre de 2003 e os encargos de energia previstos nas Tarifas para 2003
Seguidamente, apresenta-se uma breve análise deste desvio global, na tentativa de diferenciar os impactes provocados pelos desvios nas energias emitidas, dos provocados pelos desvios dos custos de combustíveis.
Na Figura 2-10 comparam-se os custos variáveis de produção de energia eléctrica médios verificados no 1º trimestre de 2003 com os implícitos nas tarifas de 2003 das principais centrais térmicas pertencentes ao SEP. Pretende-se com esta análise evidenciar o efeito custo de combustível. De forma a realçar esta comparação, teve-se em conta as emissões de energia eléctrica verificadas no 1º trimestre de 2003.
Observa-se que, os custos variáveis médios verificados foram no seu conjunto inferiores aos valores implícitos nas tarifas.
Figura 2-10 – Comparação entre os encargos de energia verificados no 1º trimestre de 2003 e a energia emitida no 1º trimestre valorizada ao custo variável médio implícito nas Tarifas para 2003
0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 Carregado (fuelóleo+gás natural) Setúbal (fuelóleo) Sines (carvão) Pego (carvão) Tapada do Outeiro (Gás Natural) 10 3 EUR Verificado 1º tri/2003
Energia emitida no 1º tri/2003
c/ custo variável médio implícito nas Tarifas 2003
Na Figura 2-11 comparam-se os custos variáveis verificados no 1º trimestre de 2003 com os que se verificariam caso as emissões de energia eléctrica tivessem sido as implícitas nas tarifas de 2003, mantendo-se os custos médios de combustíveis verificados no 1º trimestre de 2003.
Verifica-se que o efeito decorrente do desvio verificado nas emissões de energia eléctrica relativamente ao previsto é superior ao efeito decorrente do desvio nos custos variáveis médios de produção, nos encargos de energia totais.
Figura 2-11 – Comparação entre os encargos variáveis verificados no 1º trimestre de 2003 e as energias emitidas previstas nas tarifas de 2003 valorizadas com os custos médios verificados
0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 Carregado (fuelóleo+gás natural) Setúbal (fuelóleo) Sines (carvão) Pego (carvão) Tapada do Outeiro (Gás Natural) 10 3 EUR Verificado 1º tri/2003
Energia emitida implícita nas Tarifas 2003 c/ custo médio verificado
2.3
E
NCARGOS MENSAIS A FACTURAR PELAREN
ÀEDP D
ISTRIBUIÇÃO NO3.º
TRIMESTRE DE2003
O n.º 1 do artigo 75.º do Regulamento Tarifário estabelece a fórmula de cálculo dos encargos mensais com a aquisição de energia eléctrica a utilizar pela REN na facturação à EDP Distribuição.
Os valores dos encargos mensais referentes ao terceiro trimestre de 2003 estabelecidos no Despacho 25 754-A/2002, de 4 de Dezembro, para vigorarem durante 2003, são actualizados pelo valor dos ajustes trimestrais.
Como já se referiu anteriormente, o ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes de BT relativo ao primeiro trimestre de 2003, no montante de -678 milhares
O montante total a transferir da REN para o distribuidor vinculado é dado pela soma do ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes de BT, de -678 milhares de euros, com o ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes do SEP de MAT, AT e MT, de -7 259 milhares de euros, no valor total de -7 937 milhares de euros. Este montante actualiza os valores da facturação inicialmente calculados para os meses de Julho, Agosto e Setembro de 2003. Apresentam-se no quadro seguinte os valores dos encargos mensais a considerar pela REN na facturação à EDP Distribuição no 3º trimestre de 2003.
Quadro 2-10 – Facturação da REN à EDP Distribuição no 3º trimestre de 2003 Unidade: EUR [1] [2] [3] [4] [1] + [2] + [3] + [4] Julho 114 306 908 73 622 011 -225 903 -2 419 620 185 283 396 Agosto 114 306 908 68 559 663 -225 903 -2 419 620 180 221 048 Setembro 114 306 908 69 684 364 -225 903 -2 419 620 181 345 749 Total do trimestre 342 920 724 211 866 038 -677 709 -7 258 860 546 850 193 BT tri V ∆ E fixo R~ ,m E m iável R~var , RmE ~ NT tri VSEP ∆
2.4
T
RANSFERÊNCIA DE CUSTOS COM A CONVERGÊNCIA TARIFÁRIA NASR
EGIÕESA
UTÓNOMAS2.4.1
R
EGIÃOA
UTÓNOMA DOSA
ÇORESO artigo 86.º do Regulamento Tarifário estabelece a fórmula de cálculo do custo com a convergência tarifária na RAA a recuperar através da tarifa de Uso Global do Sistema a transferir mensalmente pela entidade concessionária da RNT para a concessionária do transporte e distribuição do SEPA.
O valor do custo anual com a convergência tarifária estabelecido no Despacho 25 754-A/2002, de 4 de Dezembro, para vigorar em 2003, é dividido em duodécimos e actualizado pelo valor dos ajustes trimestrais.
Quadro 2-11 – Transferência da REN para a EDA, no 3º trimestre de 2003 Unidade: EUR [1] [2] [1] - [2] Julho 2 482 708 -69 752 2 552 461 Agosto 2 482 708 -69 752 2 552 461 Setembro 2 482 708 -69 752 2 552 461 Total do trimestre 7 448 125 -209 257 7 657 382 UGS t RAA NT t Tri VSEPA , ∆
RAA
m,t2.4.2
R
EGIÃOA
UTÓNOMA DAM
ADEIRAO artigo 91.º do Regulamento Tarifário estabelece a fórmula de cálculo do custo com a convergência tarifária na RAM a recuperar através da tarifa de Uso Global do Sistema a transferir mensalmente pela entidade concessionária da RNT para a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.
O valor do custo anual com a convergência tarifária estabelecido no Despacho 25 754-A/2002, de 4 de Dezembro, para vigor em 2003 é dividido em duodécimos e actualizado pelo valor dos ajustes trimestrais.
Como já se referiu anteriormente, o ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes do SEPM em AT e MT relativo ao primeiro trimestre de 2003 é de -150 milhares de euros
Apresenta-se no quadro seguinte o custo com a convergência tarifária a transferir pela REN à concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM (EEM) para vigorar no 3º trimestre de 2003.
Quadro 2-12 – Transferência da REN para a EEM, no 3º trimestre de 2003 Unidade: EUR
[1] [2] [1] - [2]
U G S t
3 PROCURA DE ELECTRICIDADE NAS REDES DO SEP
Neste capítulo analisa-se a procura de electricidade nas redes do SEP durante o 1º trimestre de 2003 comparando os valores ocorridos com os previstos no cálculo das tarifas para 2003.
No 1º trimestre de 2003 verificou-se um desvio de -1% na procura de electricidade nas redes do SEP relativamente aos valores que serviram de base para o cálculo das tarifas de 2003, enquanto que no SEP os consumos ficaram 2,4% abaixo das estimativas, no SENV os consumos superaram as estimativas em cerca de 26%.
A figura seguinte apresenta os valores previstos e ocorridos em cada um dos sistemas e os desvios verificados.
Figura 3-1 – Procura de energia eléctrica na rede do SEP SEP + SENV SEP SENV 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 GWh 11 209 - 110 11 099 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000
Previsto Desvio Real
GWh 10 655 10 402 - 253 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000
Previsto Desvio Real
A Figura 3-2 permite analisar o desvio entre as quantidades adquiridas pela concessionária da RNT para fornecimentos ao SEP e as quantidades implícitas no cálculo das tarifas de 2003.
Figura 3-2 – Energia eléctrica para fornecimento ao SEP adquiridas pela REN
8 320 -251 -605 2 551 2 744 3 025 9 583 3 432 2 995 3 156 -407 -1 263 -2 000 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000
Jan Fev Mar 1º Trim 03
GWh
Quantidades ocorridas Quantidades implícitas no cálculo das tarifas
Desvio de quantidades (ocorridas - implícitas nas tarifas)
Da análise da figura verifica-se um desvio entre as quantidades ocorridas e as previstas na ordem dos 13% no trimestre. Para este desvio contribuiu não só um valor dos consumos do SEP inferior ao previsto, mas também, o aumento dos consumos do SEP fornecidos através da parcela livre da distribuição. A figura seguinte apresenta o desvio de quantidades no âmbito da parcela livre da distribuição.
Figura 3-3 – Energia eléctrica fornecida no âmbito da parcela livre 104 317 243 955 357 280 317 27 37 40 290 851 0 200 400 600 800 1 000 1 200
Jan Fev Mar 1º Trim 03
GWh
Quantidades ocorridas Quantidades implícitas no cálculo das tarifas
Desvio de quantidades (ocorridas - implícitas nas tarifas)
Da análise da figura verifica-se que as quantidades ocorridas foram cerca de 8 vezes superiores às previstas.
Tendo em conta o artigo 16.º do Decreto-Lei 184/95, de 27 de Julho o distribuidor vinculado de energia eléctrica em MT e AT é obrigado a adquirir as suas necessidades de consumo à entidade concessionária da RNT, excepto uma parcela3, a qual pode ser adquirida a centros electroprodutores não vinculados ou através de importações directas ou mediante importações realizadas através das redes da RNT. Tendo em conta a deliberação n.º 92-A/99, de 15 de Fevereiro da ERSE esta parcela está limitada a 8% das necessidades de potência e energia do distribuidor vinculado de energia eléctrica em MT e AT, referidas ao ano anterior.
Figura 3-4 – Parcela livre 357 280 317 955 3 118
Acumulado 1º trim 2003 Máximo 2003
Jan Fev Mar
Unidade: GWh
Da análise da figura verifica-se que o distribuidor vinculado neste trimestre já utilizou cerca de 31% do total da parcela livre prevista para 2003.
4 AJUSTAMENTO TARIFÁRIO APLICÁVEL AOS FORNECIMENTOS EM MAT, AT E MT
4.1
D
ETERMINAÇÃO DOS AJUSTAMENTOS TARIFÁRIOS APLICÁVEIS AOS FORNECIMENTOS EMMAT, AT
EMT
O ajustamento trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica relativo ao primeiro trimestre de 2003 é de –20,3 milhões de euros. Este desvio, apresentado anteriormente, é calculado nos termos do n.º 4 do artigo 75.º do Regulamento Tarifário pela diferença entre o encargo variável previsto e o encargo variável ocorrido corrigido das importações, exportações, hidraulicidade e do desvio de quantidades valorizado ao custo marginal de energia de curto prazo previsto para as centrais do SEP.
O desvio de quantidades neste trimestre, relativo à energia eléctrica afecta aos consumos do SEP (definido como a energia emitida para a rede pelas centrais de produção do SEP, adicionada da energia eléctrica importada e deduzida da energia eléctrica exportada) é de –1 263,4 GWh, correspondendo a uma redução de 13,2% face aos valores considerados no cálculo das tarifas de 2003. Esta diferença deve-se à evolução dos consumos do SEP inferior à prevista (-412,7 GWh) e ao desvio de 850,7 GWh resultante de uma inadequada previsão das aquisições de energia eléctrica, efectuada pela EDP Distribuição no âmbito da parcela livre (aquisições de energia eléctrica a centros produtores não vinculados, importações directas e importações através da RNT para abastecimento no SEP).
A correcção do encargo variável previsto pelo desvio de quantidades, valorizado ao custo marginal de energia de curto prazo previsto para as centrais do SEP, estabelecida no n.º 4 do artigo 75.º do Regulamento Tarifário, pressupõe a existência de desvios incrementais de quantidades. Para desvios de quantidades de grande amplitude, induzidos em particular por uma inadequada previsão das aquisições de energia eléctrica no âmbito da parcela livre, resulta uma correcção inadequada do referido encargo variável previsto.
O cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica a afectar aos clientes de MAT, AT e MT, no âmbito de aplicação do n.º 6 do artigo 97.º, do n.º 3 e do n.º 4 do artigo 75.º, bem como dos n.os 5 dos artigos 106.º, 111.º e 116.º do Regulamento Tarifário, deve ter em consideração a correcção do desvio de quantidades relativo à previsão de consumos do SEP, valorizado ao custo marginal de energia de curto prazo. A esta parcela deverá ser adicionada a correcção dos encargos de
Importa referir que a recente alteração do Regulamento Tarifário4 prevê a introdução de um ajuste aos proveitos da tarifa de Energia e Potência decorrente de desvios relacionados com as aquisições de energia eléctrica do distribuidor vinculado no âmbito da parcela livre. Com efeito, anteriormente à introdução desta alteração, o montante dos custos previstos e permitidos para a parcela de aquisição de energia eléctrica no âmbito da parcela livre não era ajustado.
Na Figura 4-1 analisa-se o desvio de quantidades de energia eléctrica relativas aos fornecimentos do SEP referidos à emissão. Os consumos do SEP ocorridos no 1º trimestre de 2003 revelaram-se 4,3% inferiores ao valor inicialmente previsto. A previsão de consumos foi de 9 687 GWh e o valor verificado foi de 9 274 GWh.
Figura 4-1 – Desvio de quantidades de energia afectas aos fornecimentos do SEP
9 583 8 320 9 170 104 104 104 955 Quantidades implícitas no cálculo das tarifas Quantidades verificadas Quantidades verificadas no âmbito da parcela livre Quantidades previstas no âmbito da parcela livre Quantidades verificadas para abastecimento consumos SEP GWh ESEP ~ EPL EPL ESEP ~ ~ EPL ~ EPL ESEP(E~ PL) ∆ EPL ∆ E Q SEP 9 687 GWh 9 274 GWh
Na primeira coluna apresenta-se a previsão dos consumos do SEP para o 1º trimestre de 2003. A previsão para a energia emitida pelas centrais do SEP, adicionada da energia eléctrica importada e deduzida da energia eléctrica exportada foi de 9 583 GWh. A previsão para a energia eléctrica adquirida no âmbito da parcela livre foi de 104 GWh.
se, em grande parte, ao elevado valor nas compras efectuadas pela EDP Distribuição no âmbito da parcela livre, que foram de 955 GWh, 818% acima do valor previsto (104 GWh).
Caso as compras de energia eléctrica no âmbito da parcela livre tivessem sido as previstas, a energia eléctrica emitida pelas centrais do SEP teria sido de 9 170 GWh, correspondendo a uma redução de 4,3%, em relação ao previsto. Na última coluna da Figura 4-1 apresenta-se o valor desta energia, sob a designação de ESEP (E~PL).
Na mesma figura apresentam-se as componentes do desvio de quantidades de energia eléctrica na parcela de redução dos consumos do SEP
(
∆
E
QSEP)
e na parcela resultante de uma inadequada previsão das aquisições de energia eléctrica no âmbito da parcela livre(
∆
E
PL)
.Na Figura 4-2 ilustra-se a metodologia de cálculo do desvio trimestral a afectar aos clientes do SEP, no 3.º trimestre de 2003.
O ponto B traduz o encargo variável previsto
(
R
~
variávelE)
, relativo às quantidades previstas de energia eléctrica emitida pelas centrais do SEP, adicionadas das importações e deduzidas das exportações para o 1.º trimestre de 2003 (E~SEP ). O ponto B’ reflecte o encargo variável(
mg(
SEP SEP)
)
E
variável
C
E
E
R
~
+
−
~
relativo às emissões das centrais do SEP ocorridas no 1.º trimestre de 2003 (ESEP), pago pela EDP Distribuição à entidade concessionária da RNT. A diferença entre os encargos variáveis previstos e os encargos pagos pela EDP Distribuição representa a componente do ajustamento trimestral devida ao desvio de quantidades.
Contudo, tal como já foi referido, devido ao desvio significativo verificado nas quantidades de energia activa da parcela livre, considera-se, no apuramento do valor do desvio de quantidades, a energia activa efectivamente emitida pelas centrais do SEP, adicionada das importações e desvio da parcela livre, e deduzida das exportações (ESEP (E~PL)). A esta quantidade de energia, valorizada ao custo marginal de energia de curto prazo previsto para as centrais do SEP, corresponde um valor de 135,4 milhões de euros (ponto B’’). O diferencial entre este valor e o valor dos encargos previstos
(
~
E)
variável
