i ÍNDICE
1
INTRODUÇÃO ... 1
2
PROCESSO DE APROVAÇÃO DE TARIFAS DE GÁS NATURAL ... 5
2.1
Enquadramento normativo ... 5
2.2
Prazo para a aprovação dos preços das tarifas de Gás Natural pela ERSE ... 6
3
OPERAÇÃO LOGÍSTICA DE MUDANÇA DE COMERCIALIZADOR ... 17
3.1
Enquadramento ... 17
3.2
Proveitos permitidos do operador logístico de mudança de comercializador ... 17
3.3
Prazo para a sujeição de pedidos na plataforma de mudança de comercializador ... 23
3.4
Prazo para a interrupção de fornecimento na sequência de cessação do contrato a
pedido do cliente ... 24
1
1 INTRODUÇÃO
A presente revisão regulamentar visa essencialmente adequar a regulamentação do setor do gás natural à legislação nacional e às normas europeias aplicáveis ao setor energético.
A legislação nacional, nomeadamente as Leis de Orçamento de Estado para 2017 e para 2018 impuseram alterações legislativas com impacte na regulamentação da ERSE. A Lei de Orçamento de Estado para 2017 veio reforçar a necessidade de criação de um operador logístico de mudança de comercializador independente, conforme já previsto no Decreto-Lei n.º 29/2006 e no Decreto-Lei n.º 30/2006, ambos de 15 de fevereiro e no Decreto-Lei n.º 38/2017, de 31 de março, que estabelece o regime jurídico aplicável à atividade de Operação Logística de Mudança de Comercializador no âmbito do Sistema Elétrico Nacional (SEN) e do Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN).
Por outro lado, a Lei n.º 14/2017, de 29 de dezembro, que aprova o Orçamento do Estado para 2018, através do seu artigo 209.º, introduz alterações na forma de financiamento dos custos com a tarifa social no setor do gás natural, ao determinar que estes “são suportados pelas empresas transportadoras e comercializadoras de gás natural na proporção do volume comercializado de gás no ano anterior”. No que respeita às normas europeias, a presente revisão regulamentar justifica-se pela necessidade de alteração de regras do Regulamento Tarifário decorrentes do Código de Rede relativo a estruturas tarifárias harmonizadas para o transporte de gás, aprovado pelo Regulamento (CE) 2017/460 da Comissão, de 16 de março1, considerando que o mesmo é de execução vinculativa para os Estados-Membros da União Europeia e, naturalmente, para a ERSE. As principais alterações dizem respeito à alteração dos prazos associados ao processo anual de aprovação tarifária, visando cumprir a obrigação de aprovação e publicação das tarifas de uso da rede de transporte com a antecedência de 30 dias face à data da sua entrada em vigor. Esta alteração implica a alteração de todos os prazos de envio da informação por parte dos operadores e demais entidades reguladas à ERSE.
Outra alteração relevante, no âmbito do Regulamento Tarifário, diz respeito à harmonização do prazo de vigência das tarifas aplicáveis às entradas e saídas da rede de transporte nas interligações (VIP) coincidente com o ano de atribuição de capacidade (que decorre entre outubro e setembro do ano seguinte) e não de acordo com o período tarifário que decorre entre julho e junho do ano seguinte. Ainda decorrente da aplicação do Código de Rede relativo a estruturas tarifárias harmonizadas para o transporte de gás2 (doravante designado por Código de Rede de Tarifas) é obrigatória a consulta à entidade reguladora adjacente (Espanha - CNMC), designadamente em relação às propostas relativas aos multiplicadores dos produtos de curto prazo, aos fatores sazonais, aos descontos dos produtos
1 Disponível em: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PT/TXT/PDF/?uri=CELEX:32017R0460&from=EN 2 Regulamento (CE) 2017/460 da Comissão, de 16 de março
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interruptíveis e aos descontos nos pontos de entrada na rede a partir do terminal de GNL, ou seja, em relação a matérias que podem influenciar o preço do uso da rede de transporte a nível internacional.
Esta alteração ao Regulamento Tarifário, não esgotará as alterações decorrentes da aplicação do Código de Rede de Tarifas, que se efetuarão em simultâneo com a consulta pública à metodologia dos preços de referência, com início previsto para julho de 2018, e se aplicará ao ano tarifário de 2019-2020.
Finalmente, refira-se que as propostas de revisão regulamentar procuram, também, garantir a necessária coerência com algumas alterações recentemente introduzidas na regulação do setor elétrico através da sua última revisão regulamentar que ocorreu em 2017.
Cada proposta é apresentada e contextualizada neste documento, sendo ainda referidos os artigos afetados para uma leitura guiada da proposta de alteração do articulado do Regulamento Tarifário e do Regulamento de Relações Comerciais. Das diversas matérias tratadas importa salientar as seguintes:
Prazos associados ao processo anual de aprovação tarifária;
Vigência das tarifas de uso da rede de transporte aplicáveis nas interligações (VIP);
Adequação da atividade de Operação Logística de Mudança de Comercializador às metodologias regulatórias já aplicadas no setor elétrico;
Adequação do enquadramento regulamentar da tarifa social à legislação vigente.
Em documentos separados apresentam-se, as alterações propostas ao articulado do Regulamento Tarifário (RT) e ao Regulamento de Relações Comerciais (RRC):
No RT, para os textos eliminados adotou-se a forma “rasurado” e o novo articulado foi sombreado a amarelo. A numeração do novo articulado efetuou-se mediante a inclusão de letras por ordem alfabética;
No RRC adotou-se o modo de revisão para assinalar as propostas de alteração.
Os objetivos e procedimentos da presente consulta pública podem ser consultados no documento de enquadramento disponibilizado pela ERSE para o efeito.
As contribuições escritas enviadas à ERSE serão tornadas públicas, salvo indicação expressa em contrário, sendo disponibilizadas na página da ERSE na Internet (www.erse.pt) em “CONSULTAS PÚBLICAS”, onde se encontram também o presente documento e as propostas de revisão dos articulados. Estas contribuições podem ser enviadas à ERSE até 2 de março de 2018, preferencialmente, por correio eletrónico para o endereço revreggn2018@erse.pt ou por correio ou fax, para os seguintes endereços:
3
Morada postal: Rua D. Cristóvão da Gama, 1 1400-113 Lisboa
Fax: 213033201
Tendo em conta as várias contribuições recebidas, a ERSE irá proceder à elaboração e publicação dos novos Regulamentos. Essa publicação será acompanhada de um documento justificativo das soluções adotadas, que integra a análise dos comentários recebidos.
5
2 PROCESSO DE APROVAÇÃO DE TARIFAS DE GÁS NATURAL
2.1
E
NQUADRAMENTO NORMATIVOO enquadramento legal do setor energético e do gás natural, em particular, está fortemente condicionado por regras europeias, desde logo, através da Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de Julho de 2009, que se considerou ser o instrumento adequado para se estabelecer um primeiro nível conceptual com regras comuns para o mercado interno do gás natural.
Ao nível operacional, a Diretiva 2009/73/CE considerou que a criação de um mercado interno do gás natural para ser plenamente eficaz, e prevendo eventuais dificuldades na sua realização pelos Estados-membros, era necessária a intervenção direta da Comunidade Europeia, concedendo-lhe poderes para tomar medidas em conformidade com o princípio da subsidiariedade consagrado no artigo 5.º do Tratado da União Europeia3.
Neste contexto, foi previsto o Regulamento (CE) n.º 715/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de Julho de 2009, que estabelece as condições de acesso às redes de transporte de gás natural. Este instrumento normativo permite alcançar o grau de harmonização necessário, considerando que estabelece orientações e medidas de execução vinculativas aos Estados-membros e para as entidades reguladoras do setor, a quem compete nos termos da Diretiva 2009/73/CE, tomar decisões sobre todas as questões de regulamentação relevantes, para um funcionamento adequado do mercado interno do gás natural, e ser inteiramente independentes de quaisquer outros interesses públicos ou privados.
Dando cumprimento às disposições da Diretiva 2009/73/CE e do Regulamento (CE) 715/2009, a ERSE alterou em 2010 a estrutura tarifária da tarifa de Uso da Rede de Transporte de gás natural de um modelo tipo “selo postal” para um modelo de “entrada-saída” baseado numa metodologia matricial. Esta alteração foi justificada no documento “Determinação da Estrutura Tarifária no ano gás 2010-2011” que acompanha a publicação anual das tarifas de gás natural. Em 2013 foi introduzida a contratação antecipada da capacidade nas infraestruturas de Alta Pressão, em que o utilizador paga pela capacidade que contrata independentemente de a utilizar ou não, em linha com o estabelecido no Código de Rede Europeu de mecanismos de alocação de capacidade em redes de transporte, aprovado pelo Regulamento (UE) n.º 984/2013.
O Regulamento (CE) n.º 715/2009 prevê igualmente a aprovação e publicação de Códigos de Rede pela Comissão, relativos às seguintes matérias: a) Regras de segurança e fiabilidade da rede; b) Regras de
3 Jornal Oficial da União Europeia, C 202/15, de 7/6/2016, disponível em
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ligação da rede; c) Regras de acesso de terceiros; d) Regras relativas ao intercâmbio de dados e à liquidação; e) Regras de interoperabilidade; f) Procedimentos operacionais em situações de emergência; g) Regras relativas à atribuição de capacidade e à gestão de congestionamentos; h) Regras de negociação relacionadas com a prestação técnica e operacional de serviços de acesso à rede e com a compensação da rede; i) Regras de transparência; j) Regras de compensação, incluindo regras relativas à rede em matéria de procedimentos de nomeação, regras para os encargos de compensação e regras para a compensação operacional entre redes de operadores de redes de transporte; k) Regras relativas às estruturas harmonizadas das tarifas de transporte; e) Eficiência energética no respeitante às redes de gás.
A necessidade de especificar os critérios de determinação dos preços das tarifas de uso da rede de transporte é justificada, a fim de garantir o pleno respeito do princípio da não discriminação e dos imperativos do bom funcionamento do mercado interno, tendo em conta a necessidade de integridade da rede e a adequada reflexão dos custos efetivamente suportados, na medida em que estes correspondam aos de um operador de rede eficiente, estruturalmente comparável e sejam transparentes. O seu objetivo é contribuir para a aprovação de tarifas de redes de transporte transparentes, não discriminatórias e independentes do trajeto percorrido (modelos entrada-saída). É consensual que estruturas tarifárias baseadas em sistemas de entrada-saída repercutem de forma eficiente os custos de redes, evitam subsidiações cruzadas entre os vários consumidores e fornecem sinais económicos locacionais para as injeções/extrações nas redes de transporte. Em países onde as redes de transporte de gás natural são utilizadas para fornecerem simultaneamente consumos nacionais e exportações (países atravessados), este tipo de tarifas (entrada-saída) promove igualmente a não discriminação entre os utilizadores nacionais (consumo) e os utilizadores internacionais.
Tendo por base o descrito, foi aprovado o Código de Rede relativo a estruturas tarifárias harmonizadas para o transporte de gás, aprovado pelo Regulamento (CE) 2017/460 da Comissão, de 16 de março4. Este Código de Rede é de aplicação direta aos Estados-membros e às entidades reguladoras, sendo as suas regras de execução vinculativa.
2.2
P
RAZO PARA A APROVAÇÃO DOS PREÇOS DAS TARIFAS DEG
ÁSN
ATURAL PELAERSE
O Código de Rede relativo a estruturas tarifárias harmonizadas para o transporte de gás5 (doravante designado por Código de Rede de Tarifas) tem por âmbito estabelecer regras relativas a:
Estruturas harmonizadas das tarifas de transporte de gás; Aplicação de uma metodologia de preços de referência;
4 Disponível em: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PT/TXT/PDF/?uri=CELEX:32017R0460&from=EN 5 Regulamento (CE) 2017/460 da Comissão, de 16 de março.
7 Requisitos de publicação e consulta;
Cálculo dos preços de reserva dos produtos de capacidade normalizados.
O Código de Rede de Tarifas estabelece disposições que são aplicáveis a todos os pontos de entrada e de saída de redes de transporte de gás e são relativas, nomeadamente, a metodologias do preço de referência, a conciliação de receitas, a requisitos de consulta e a requisitos de publicação. Adicionalmente, contêm também disposições que são aplicáveis apenas aos pontos sujeitos ao Código de Rede para os mecanismos de atribuição de capacidade em redes de transporte de gás6 (ou seja, corresponde ao VIP - Campo Maior + Valença do Minho), relativas aos preços de reserva dos leilões de capacidade, aos preços da capacidade agrupada e capacidade em pontos de interligação virtuais, ao preço de fecho do leilão e ao preço a pagar, aos requisitos de consulta e de publicação e à capacidade incremental.
O Código de Rede de Tarifas iniciou a sua vigência em 6 de abril de 20177, prevendo aplicações no tempo diferenciadas, em matérias concretamente identificadas, nos seguintes prazos:
A 6 de abril 2017 – Início de vigência do Regulamento e aplicação das disposições constantes do capítulo I referente às disposições gerais, disposições relativas aos preços de capacidade agrupada e de capacidade em pontos de interligação virtuais, constantes do capítulo V; relativas aos requisitos de consulta pública previstos no capítulo VII e sobre a capacidade incremental nos termos do capítulo IX;
A 1 de outubro de 2017 – Início de aplicação das disposições constante do capítulo VI relativo ao preço de fecho e do preço a pagar (em leilão) de um produto normalizado de capacidade e relativo aos requisitos de publicação das informações (preços, entre outros) relativas ao leilão anual de capacidade anual e relativas ao período tarifário, nos termos do capítulo VIII.
A 31 de maio de 2019 – Início de aplicação das disposições constantes do capítulo II relativo às metodologias do preço de referência, do capítulo III sobre os preços de reserva e do capítulo IV sobre a conciliação de receitas.
A descrição detalhada8 do conteúdo de cada capítulo do Código de Rede de Tarifas está disponível no documento de Estrutura Tarifária que acompanhou a Proposta de tarifas e preços de gás natural para 2017-20189.
6 Aprovado pelo Regulamento (UE) 2017/459, de 16 de março. 7 Nos termos do artigo 38.º, n.º 1.
8 O documento preparado pela ENTSOG sobre a implementação deste Código também oferece mais informação:
http://www.entsog.eu/public/uploads/files/publications/Tariffs/2017/170322_ENTSOG_TAR%20NC%20IDoc_High-Res.pdf
9 Disponível em
http://www.erse.pt/pt/gasnatural/tarifaseprecos/20172018/Documents/Estrutura%20Tarif%C3%A1ria%20GN%2020 17-2018.pdf.
8
De seguida descreve-se, em pormenor, as implicações da entrada em vigor do Código de Rede de Tarifas que motivam a proposta de alteração dos prazos de consulta e de aprovação dos preços das tarifas de gás natural relativos ao uso da rede de transporte, bem como as demais propostas de alteração ao Regulamento Tarifário.
INÍCIO DE VIGÊNCIA DOS CAPÍTULOS VI E VIII-1 OUTUBRO DE 2017
As disposições relativas ao preço de fecho e do preço a pagar (em leilão) de um produto de capacidade normalizado num ponto de interligação (constante do capítulo VI) e as relativas aos requisitos de publicação das informações sobre o leilão anual de capacidade anual e sobre o período tarifário (do capítulo VIII) são aplicáveis desde 1 de outubro de 2017, nos termos do Código de Rede de Tarifas.
O Código de Rede de Tarifas estabelece que, nos pontos sujeitos ao Código de Rede para os mecanismos de atribuição de capacidade10 (corresponde ao VIP - Campo Maior + Valença do Minho), os preços de uso da rede de transporte, assim como toda a informação que serviu de base ao seu cálculo, devem ser publicados até 30 dias antes da data de realização do leilão anual de atribuição de capacidade11 que ocorre, anualmente, na 1ª segunda-feira do mês de julho.
O Código de Rede de atribuição de capacidade estabelece no seu n.º 4 do artigo 11.º, que a partir de 2018, os leilões anuais de capacidade devem ter início na primeira segunda-feira de julho. Até 2017, os leilões anuais ocorreram na 1ª segunda-feira de março, conforme disponha o Regulamento (UE) N.º 984/2013 da Comissão (revogado pelo Regulamento (UE) 2017/459).
Adicionalmente, nos termos conjugados do artigo 29.º e 32.º do Código de Rede de Tarifas, é obrigatória com a antecedência de 30 dias da data de realização do leilão anual de atribuição de capacidade, a publicação da seguinte informação, para os produtos de capacidade firme e interruptível:
Os preços de reserva aplicáveis até ao final do ano de atribuição de capacidade;
Os multiplicadores e fatores sazonais aplicados aos preços de reserva para produtos de capacidade normalizados não anuais;
Justificação para o nível de multiplicadores e dos fatores sazonais (se existentes);
Para os produtos de capacidade interruptíveis - avaliação da probabilidade de interrupção, lista dos produtos existentes, nível de desconto e a justificação da decisão.
10 Regulamento (UE) 2017/459, de 16 de março.
9
Neste contexto, para cumprimento do Código de Rede de Tarifas e do Código de Rede de atribuição de capacidade, no ano gás 2018-2019, a ERSE tem de publicar as tarifas aplicáveis aos pontos de interligação da rede de transporte sujeitos ao Código de Rede de atribuição de capacidade, em 1 de junho de 2018. Ou seja, para garantir o cumprimento dos prazos, é necessário antecipar a decisão regulatória e todo o processo de decisão tarifária, relativamente às tarifas de uso da rede de transporte aplicáveis nos pontos sujeitos ao Código de Rede para os mecanismos de atribuição de capacidade, 15 dias.
No que respeita, aos requisitos de publicação de informação antes do período tarifário, o Código de Rede de Tarifas de transporte prevê que os preços (aplicáveis para a rede de transporte), assim como toda a informação que serviu de base ao seu cálculo, devem ser publicados até 30 dias antes da sua entrada em vigor, considerando o período tarifário definido, que no caso português ocorre no dia 1 de Julho de cada ano12.
O Código de Rede de Tarifas, além da publicação dos preços e da informação de base no seu cálculo, estabelece a obrigatoriedade de publicar os seguintes elementos:
Parâmetros técnicos utilizados no cálculo dos preços;
Informação sobre o rendimento permitido (proveito permitido no RT);
Tarifas de serviços de transporte e tarifas não relacionadas com os serviços de transporte; Informações sobre variações e tendências tarifárias para todo o período de regulação;
Deve ser disponibilizado um modelo de tarifas simplificado que permita aos utilizadores de rede estimar a evolução das tarifas de transporte para além do período tarifário.
Face ao exposto, resulta do Código de Rede de Tarifas, conjugado com o Código de Rede de atribuição de capacidade, a necessidade de publicar para o ano gás 2018-2019, a seguinte informação:
Os preços, assim como toda a informação que serviu de base ao seu cálculo, relativamente aos pontos sujeitos ao Código de Rede para os mecanismos de atribuição de capacidade (corresponde ao VIP - Campo Maior + Valença do Minho), considerando que o leilão anual de atribuição de capacidade que ocorre, anualmente, na 1ª segunda-feira do mês de julho, devendo a informação ser disponibilizada com a antecedência mínima de 30 dias;
Os preços da tarifa de uso da rede de transporte, assim como toda a informação que serviu de base ao seu cálculo, com a antecedência mínima de 30 dias antes da sua entrada em vigor, considerando o período tarifário definido, que no caso de Portugal ocorre no dia 1 de Julho de cada ano.
10
Considerando a proximidade deste prazo com o prazo normal de aprovação tarifária (que distam entre si, 15 dias), por razões de economia processual e de coerência da proposta tarifária, a ERSE propõe a alteração do Regulamento Tarifário de Gás Natural no sentido de aplicar este prazo ao conjunto da decisão tarifária e não apenas aos preços das tarifas de uso da rede de transporte aplicáveis os pontos de interligação da rede de transporte.
A existência de dois processos paralelos de aprovação de tarifas (um processo relativo aos proveitos e às tarifas de uso da rede de transporte e outro relativo aos demais aspetos da decisão tarifária), distando entre si 15 dias, implicaria a duplicação do processo, exigindo este esforço a todos os intervenientes neste processo (ERSE, empresas, Conselho Tarifário, outras entidades). Considera-se igualmente que esta opção prejudicaria a coerência das propostas, dificultando a discussão destas, a tomada de decisão e todo o processo de justificação.
Acresce que a antecipação de 15 dias, além de permitir cumprir com a regulamentação comunitária, permite manter inalterado o período de regulação atualmente vigente (de 1 de julho a 30 de junho) permitindo aos destinatários da decisão tarifária maior antecipação e oportunidade de acesso à informação, sem que essa alteração represente um custo injustificado.
Assim, a ERSE propõe:
1. A alteração dos prazos de fixação de tarifas previstos nos números 4, 5, 8A, 9 e 11 do artigo 150.º, do Regulamento Tarifário, antecipando todos os prazos aplicáveis, neste processo, 15 dias, resultando no seguinte calendário anual:
Elaboração da proposta de proveitos, tarifas e preços até 31 de março; Emissão de parecer do CT até 30 de abril;
Aprovação das tarifas anuais até 1 de junho.
A alteração de todos os prazos de envio da informação real e prevista nas secções II a IX e na secção XII do capítulo VI do Regulamento Tarifário.
INÍCIO DE VIGÊNCIA DOS CAPÍTULOS II,III E IV–31 DE MAIO DE 2019
O Código de Rede de Tarifas prescreve a obrigação de publicação da metodologia e dos preços de referência, de acordo com as regras que decorrem do referido Código de Rede, até 31 de maio de 201913.
11
Neste contexto, a publicação da metodologia e dos preços de referência só serão aplicáveis ao ano gás 2019-202014. Contudo, previamente à decisão de publicação da metodologia e dos preços de referência da rede de transporte de gás natural é exigido a realização de consultas públicas15, cujos atos e obrigações de informação são muito detalhados e distintos dos procedimentos atualmente vigentes e que decorrem do Regulamento Tarifário do setor do gás natural em vigor.
Conforme o descrito, previamente ao cumprimento da obrigação de decisão e de publicação da metodologia e dos preços, o Código de Rede de Tarifas obriga à realização de pelo menos uma consulta
pública sobre a metodologia de determinação dos preços de referência (a que se refere o capítulo II),
estipulando os seguintes prazos:
Um período mínimo de duração da consulta pública de 2 meses;
O prazo de 1 mês para publicação das respostas recebidas e a sua síntese;
Um período máximo para a tomada de decisão pela entidade reguladora, a contar do termo da consulta, de 5 meses16;
Publicação dos preços com a antecedência mínima de 30 dias antes do seu período de vigência17. Este processo inclui também a consulta à ACER18 que, por sua vez, publica e envia à ERSE e à Comissão Europeia uma análise da proposta realizada pela ERSE.
É igualmente relevante, para as alterações que se propõe na presente consulta, as disposições previstas no capítulo VII do Código de Rede de Tarifas, o qual determina os requisitos das consultas periódicas a efetuar pelas entidades reguladoras, devendo esta ser repetida a cada 5 anos19. A informação que a consulta pública sobre a metodologia de preços deve incluir é a seguinte:
A descrição da metodologia proposta, bem como os preços de referência indicativos, e uma comparação com a metodologia Capacity Weighted Distance (CWD) descrita no Código de Rede;
Descontos nos pontos de entrada na rede a partir do terminal de GNL e do armazenamento subterrâneo e desconto nas saídas da rede para o armazenamento subterrâneo;
A avaliação da alocação de custos entre trânsitos e utilizadores nacionais;
14 Nos termos do artigo 27.º, n.º 5 do Código de Rede de Tarifas, as tarifas aplicáveis ao período tarifário em vigor em 31 de maio de 2019 serão aplicáveis até ao final do mesmo. Pelo que, os preços das tarifas de uso da rede de transporte de acordo com o Código de Rede de Tarifas são aplicáveis no período regulatório 2019-2020 que inicia vigência em 1 de julho de 2019.
15 Nos termos do artigo 6.º, n.º 1 do Código de Rede de Tarifas. 16 Nos termos do artigo 27.º do Código de Rede de Tarifas. 17 Nos termos do artigo 32.º do Código de Rede de Tarifas. 18 Nos termos do artigo 27.º, n.º 3 do Código de Rede de Tarifas. 19 Nos termos do artigo 27.º, n.º 5 do Código de Rede de Tarifas.
12
Informação indicativa sobre o rendimento permitido do operador da rede de transporte, isto é, o seu proveito permitido;
Informações indicativas sobre tarifas de transporte baseadas em energia e tarifas do operador da rede de transporte não relacionadas com os serviços de transporte;
Informações indicativas sobre variações e tendências tarifárias em todo o período de regulação. No sentido de preparar os agentes para a referida consulta pública a ERSE já apresentou no documento relativo à Estrutura Tarifária, publicado com a decisão de aprovação das Tarifas e Preços de Gás Natural para 2017-201820, o cálculo das tarifas de transporte em Portugal com a metodologia Capacity Weighted Distance (CWD) e uma comparação com a metodologia atual, a matricial.
Considerando o exposto, a ERSE propõe a alteração do Regulamento Tarifário de gás natural, no sentido de adaptar o Regulamento ao calendário, ao processo e à informação necessária a publicar para a realização destas consultas públicas. A necessidade de introdução destas regras, apesar das mesmas serem de aplicação direta, justifica-se por permitir um melhor enquadramento e integração das obrigações decorrentes do Código de Rede, facilitando a tarefa do regulador enquanto garante da sua aplicação e das empresas e clientes, enquanto destinatários das regras.
O lançamento da primeira consulta pública a realizar pela ERSE, relativa à metodologia e preços de referência nos termos do Código de Rede de Tarifas, deverá decorrer até ao final de junho de 2018.
Importa ainda sublinhar que os documentos de consulta, na medida do possível, devem também ser publicados em inglês21.
CONSULTA PÚBLICA À ENTIDADE REGULADORA ADJACENTE
Adicionalmente, nos termos do artigo 28.º do Código de Rede de Tarifas, deverá ser realizada, uma consulta pública à entidade reguladora adjacente (CNMC - Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) e às partes intervenientes interessadas relativamente: (i) aos multiplicadores dos produtos de curto prazo; (ii) aos fatores sazonais; (iii) aos descontos dos produtos interruptíveis e (iv) aos descontos nos pontos de entrada na rede a partir do terminal de GNL.
Esta consulta deverá ser efetuada anualmente, a partir de Maio de 201922.
20 No capítulo 5.4.3.
21 Nos termos do artigo 26.º, n.º 1 do Código de Rede de Tarifas.
22 A primeira consulta à entidade reguladora adjacente deverá ser realizada enquanto decorre a consulta à metodologia de preços de referência.
13
A ERSE propõe a alteração do Regulamento Tarifário visando também a inclusão deste procedimento com parte integrante do processo de decisão anual de tarifas, a aplicar a partir do ano 2019-2020, no que respeita às seguintes matérias: (i) aos multiplicadores dos produtos de curto prazo das tarifas de uso da rede de transporte; (ii) aos fatores sazonais dos referidos produtos; (iii) aos descontos dos produtos interruptíveis da tarifa de uso da rede de transporte e (iv) aos descontos nos pontos de entrada na rede a partir do terminal de GNL.
Acresce que a decisão da ERSE, com vista à fixação dos preços dos produtos de capacidade interruptíveis da tarifa de uso da rede de transporte, deverá considerar uma avaliação da probabilidade de interrupção, a realizar pelo operador da rede de transporte de gás natural. Neste contexto, propõe-se a inserção desta obrigação a integrar o conjunto das obrigações de informação periódica à ERSE pelo ORT.
Em resumo, processual e materialmente, decorrente da aplicação do Código de Rede de Tarifas, a ERSE tem de realizar as seguintes ações, até às seguintes datas:
Ação Datas
Publicação dos preços das tarifas aplicáveis aos pontos de interligação sujeitos ao Código de Rede para os mecanismos de atribuição de capacidade (VIP - Campo Maior + Valença do Minho)
1 de junho de 2018
(30 dias antes da data de realização do leilão anual de atribuição de capacidade que ocorre na 1ª segunda-feira do mês de julho, nos termos e do 32.º do Código de Rede de Tarifas e artigo 11.º, n.º 4 do Código de Rede de atribuição de capacidade)
Prazo de aplicação integral do Código de Rede de tarifas Prazo para a conclusão do processo de consulta sobre a metodologia do preço de referência, cálculo das tarifas de acordo com a decisão e publicação dos elementos do cap. VIII
Prazo para a realização da consulta pública à entidade reguladora adjacente relativamente aos multiplicadores, factores sazonais e descontos nos produtos interruptíveis e nos pontos de entrada da rede de transporte a partir do terminal de GNL
31 de maio de 2019
(nos termos do n.º 5 do artigo 27.º e artigo 38.º)
Publicação dos preços de referência das tarifas de uso da rede de transporte com a nova metodologia, nos termos do Código de Rede de Tarifas
1 de junho de 2019
(até 30 dias antes da sua entrada em vigor, considerando o período tarifário definido, que no caso de Portugal ocorre no dia 1 de Julho de cada ano, nos termos do 32.º).
14 Assim, a ERSE propõe:
2. A alteração do Regulamento Tarifário, nos artigos 3.º, n.º 17A do art. 133.º, 149.ºA, 150.º, para incluir:
Introdução nas definições do período tarifário, ano de atribuição de capacidade, preço de referência (al. b1); hh) e hh1));
Processo, calendarização e periodicidade das consultas públicas à metodologia dos preços de referência (art. 149.ºA);
Processo, calendarização e periodicidade das consultas públicas à entidade reguladora adjacente relativamente aos multiplicadores, fatores sazonais e descontos nos produtos interruptíveis e nos pontos de entrada da rede de transporte a partir do terminal de GNL (150.º, n.º 8A e 10);
Informação a enviar pela entidade concessionária da rede de transporte à ERSE para efeitos da aprovação dos preços dos produtos de capacidade interruptíveis da tarifa de uso da rede de transporte (artigo 133.º, n.º 17ª).
Prazo de vigência das tarifas de uso da rede de transporte aplicável às entradas e saídas da rede de transporte nas interligações.
Tal como foi referido supra, é obrigatória a publicação dos preços aplicáveis às entradas e saídas da rede de transporte nas interligações (VIP) 30 dias antes da data do leilão anual de capacidade anual, que ocorrerá no início de julho de 2018.
Nos termos do Código de atribuição de capacidade, os produtos de capacidade normalizados anuais consistem na capacidade que pode ser solicitada por um utilizador da rede em todos os dias de gás num determinado ano de atribuição de capacidade, que tem início em 1 de outubro23,24. Apesar do leilão anual de produtos de capacidade anual se realizar em julho, a entrega dessa capacidade só se inicia em outubro.
Neste contexto, propõe-se a alteração da vigência das tarifas de uso da rede de transporte aplicáveis às entradas e saídas da rede nas interligações (VIP) para coincidirem com o ano de atribuição de capacidade. Esta situação permite a harmonização de procedimentos e a adequada informação aos agentes de mercado europeu, contribuindo para a efetiva aplicação dos Códigos de Rede, no esfoço de integração de mercados a nível europeu.
23 Artigo 9.º, n.º 2 do Código de atribuição de capacidade.
24 Artigo 3.º, n.º 2, al. d) do Regulamento n.º 435/2016, de 9 de maio que aprova o Regulamento de Acesso às Redes, às Infraestruturas e às Interligações do setor do gás natural.
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Decorrente da aplicação da alteração proposta, a decisão tarifária de 2018 e apenas esta, por ser a primeira após a alteração do Regulamento Tarifário, no que respeita ao prazo de vigência desta tarifa, incluirá também um preço que vigorará entre 1 de julho e 30 de setembro.
Face ao exposto, a ERSE propõe:
3. Alteração do Regulamento Tarifário visando a alteração dos prazos de vigência das tarifas de uso da rede transporte aplicáveis às entradas e saídas da rede nas interligações (VIP), prevendo a sua vigência em concordância com o ano de atribuição de capacidade que decorre entre outubro e setembro de cada ano.
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3 OPERAÇÃO LOGÍSTICA DE MUDANÇA DE COMERCIALIZADOR
3.1
E
NQUADRAMENTOA Diretiva 2003/55/CE, de junho de 2003, estabeleceu as regras comuns para o mercado interno do gás natural e revogou a Diretiva 98/30/CE. Esta Diretiva acelerou a abertura do mercado do gás natural, proporcionando o direito de escolha de fornecedor a todos os clientes, o mais tardar a partir de 1 de Julho de 2007. Assim, com a liberalização do mercado, os consumidores de gás natural têm desde 2007 a possibilidade de escolherem o seu fornecedor de gás natural, podendo para o efeito e dentro de determinadas condições mudar de comercializador de gás natural. Esta possibilidade iniciou-se em janeiro de 2007 para os produtores de eletricidade em regime ordinário e alargou-se progressivamente até janeiro de 2010 aos restantes consumidores de gás natural.
Em face da liberalização, a legislação de bases do setor desde 2006 previu a figura do operador de mudança de comercializador cuja atividade, por falta de regulamentação autónoma, foi atribuída transitoriamente ao operador da rede de transporte de gás natural.
Esta situação foi alterada pela publicação do Decreto-Lei n.º 38/2017, de 31 de março, que aprovou o regime jurídico aplicável à atividade de operador logístico de mudança de comercializador (OLMC) de eletricidade e gás, tendo sido atribuída à ADENE.
Sem prejuízo das competências atribuídas a outras entidades administrativas, a atividade de OLMC está sujeita à regulação pela ERSE, designadamente pelo facto das tarifas de eletricidade e de gás natural, serem uma das formas de financiamento desta atividade (art. 6.º, n.º 1, al. c). O Decreto-Lei n.º 38/2017 determina que a criação do OLMC não pode agravar os custos já existentes para os consumidores finais de eletricidade e de gás natural. A legislação determina, também, que o OLMC deverá ser um operador comum ao SEN e ao SNGN.
A ERSE apresenta a proposta de regulamentação desta atividade, prevendo as tarifas e os relacionamentos comerciais associados.
3.2
P
ROVEITOS PERMITIDOS DO OPERADOR LOGÍSTICO DE MUDANÇA DE COMERCIALIZADORA atividade do OLMC compreende as funções necessárias à mudança de comercializador de eletricidade e de gás natural pelo cliente final, a seu pedido, bem como as de colaborar na transparência dos respetivos mercados, disponibilizando aos clientes finais o acesso fácil à informação a que têm direito, nomeadamente a operacionalização das mudanças de comercializador, a gestão e manutenção da
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plataforma eletrónica de logística de mudança de comercializador e a prestação de informação personalizada aos consumidores de energia.
A atividade de OLMC foi, no setor do gás natural, desempenhada até final de 2017 pela REN Gasodutos, na qualidade de Gestor Técnico e Global do Sistema.
Os custos que a REN Gasodutos incorreu com a atividade de Operação Logística de Mudança de Comercializador, de acordo com a informação disponibilizada pela empresa, relacionam-se com a remuneração dos ativos afetos a essa atividade, que, no início de 2018, foram transferidos para a ADENE.
A figura seguinte apresenta a evolução desses ativos entre 2014 e 2017.
Figura 3-1 - Ativos relacionados com o processo de gestão de mudança de comercializador
Fonte: Contas reguladas da REN Gasodutos
Na figura abaixo apresentam-se os custos relacionados com o processo de mudança de comercializador tiveram para os Sistema Nacional de Gás Natural entre 2014 e 2017, tendo em conta as taxas de remuneração aplicadas aos ativos da atividade de Gestão Técnica e Global do Sistema da REN Gasodutos e os custos com OPEX relacionados com a referida atividade.
248 216 506 504 400 432 467 532 0 200 400 600 800 1 000 1 200 2014 2015 2016 2017 mil h are s d e eu ro s
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Figura 3-2 - Custos com o processo de gestão de mudança de comercializador
Fonte: Contas reguladas da REN Gasodutos
Embora o Regulamento Tarifário do setor do gás natural já contemple a atividade de Operação Logística de Mudança de Comercializador, é necessário adequar a sua forma de regulação à metodologia já definida para o setor elétrico no âmbito da revisão regulamentar que ocorreu em 2017, uma vez que é o mesmo operador a desempenhar a atividade de OLMC nos dois setores.
A inexistência de um histórico que permita aferir o nível de custos do OLMC como operador independente é uma dificuldade com que a ERSE se deparou para estabelecer a forma de regulação para o OLMC.
Foi também necessário alocar os gastos e os rendimentos por setor, elétrico e de gás natural, de modo a evitar subsidiação cruzadas entre setores. Tal procedimento já havia sido iniciado na definição das tarifas do setor elétrico para o ano de 2018, sendo agora complementado com a definição das tarifas do setor do gás natural para o ano gás 2018-2019.
Importa realçar que a metodologia de regulação proposta deverá ser aplicada aos proveitos permitidos do OLMC desde o dia 1 de janeiro de 2018, tendo em conta que esta foi a data em que ocorreu a transferência dos ativos da REN Gasodutos para a ADENE. Neste sentido, a ERSE quando proceder em 2019 ao cálculo dos ajustamentos provisórios, e em 2020 ao cálculo dos ajustamentos definitivos, referentes ao ano civil 2018, irá proceder ao ajustamento dos custos dessa atividade não previstos nas tarifas a vigorar no ano gás 2017-2018. 471 434 383 358 412 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 2014 2015 2016 2017 mi lh ar e s de e u ro s
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Face ao exposto, a ERSE propõe para a definição dos proveitos permitidos do OLMC um tipo de regulação por incentivos, com a aplicação de uma metodologia de revenue cap ao nível do OPEX e do CAPEX, em coerência com o já aplicado para o setor elétrico.
Com a criação de um histórico que permita melhor avaliar o nível de custos e o desempenho do novo operador, como entidade autónoma, poder-se-á futuramente melhor calibrar a base de custos a aceitar em cada ano e rever a metodologia de regulação a aplicar, caso se justifique.
Face ao exposto, a ERSE propõe:
4. Alteração da forma de regulação do OLMC, com uma regulação da atividade do OLMC por incentivos ao nível do CAPEX e do OPEX com a aplicação de um revenue cap.
Esta alteração tem impacto nos artigos 3.º, 75.º, 76.º, 78.º-A, 79.º, 82.º-A, 96.º, 101.º-A, 105.º, 138.º, do Regulamento Tarifário, e nos artigos 3.º, 14.º, 37.º, 39.º, 53.º-A, 53.º-B, 75.º, 132.º do Regulamento das Relações Comerciais.
TARIFA DO OPERADOR LOGÍSTICO DE MUDANÇA DE COMERCIALIZADOR
Considerando os princípios aplicáveis ao cálculo e à fixação das tarifas, previstos no artigo 55.º do Decreto-Lei n.º 30/2006, de 15 de fevereiro, na redação do Decreto-Lei n.º 230/2012, de 26 de outubro, o cálculo e a fixação das tarifas reguladas aplicáveis às diversas atividades devem ser transparentes, quer na sua formulação, quer na sua fixação, garantindo a inexistência de subsidiações cruzadas entre atividades e entre clientes, através da adequação das tarifas aos custos e da adoção do princípio da aditividade tarifária. Decorre ainda da lei, o direito dos consumidores realizarem a mudança de comercializador sem custos diretos associados à mudança25.
Até ao ano gás 2017-2018 o custo da atividade de mudança de comercializador no setor gás natural foi repercutido através da tarifa de uso global do sistema, uma vez que esta atividade estava transitoriamente atribuída à REN Gasodutos, tal como mencionado anteriormente.
Neste contexto, considerando que a atividade do OLMC passa a ser executada por entidade diferente do operador da rede de transporte26, é necessário introduzir uma nova tarifa visando a sua explicitação e clarificação da separação desta atividade da atividade de uso global do sistema.
25 Artigo 47.º.
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As diferentes tarifas por atividade do sector do gás natural devem refletir os custos dessas atividades e os preços dessas tarifas devem ser determinados com base na estrutura dos custos marginais ou incrementais associados. Considerando as características das atividades relativas ao OLMC, o custo mais relevante estará associado à plataforma informática que deverá estar dimensionada para responder ao número de solicitações decorrentes de ambos os setores regulados (eletricidade e gás natural).´
Face aos objetivos indicados, propõe-se a criação de uma tarifa de OLMC, em secção própria no RT. Considerando a natureza essencialmente fixa dos custos do OLMC, a tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador deveria apresentar uma estrutura monómia, composta por termos tarifários fixos (euros por mês). Esta estrutura é a mais aderente aos custos e a que permite uma alocação mais eficiente dos custos pelos vários utilizadores.
As tarifas de Acesso às Redes de Alta Pressão (AP) são cobradas pelo operador da rede de transporte e não têm como variável de faturação o termo fixo. A opção por repercutir os custos do OLMC aos clientes de AP através de um termo fixo seria assim impactante ao nível dos sistemas comerciais de faturação do operador de rede de transporte e dos comercializadores, sendo a materialidade do novo termo fixo a introduzir bastante reduzida.
As tarifas de Acesso às Redes de Média Pressão (MP) e de Baixa Pressão (BP) são cobradas pelos operadores das redes de distribuição e o termo fixo é uma das variáveis de faturação, pelo que repercutir nestes níveis de pressão os custos desta atividade através desta variável não tem qualquer impacte nos sistemas comerciais de faturação dos operadores de redes e dos comercializadores.
Assim, propõe-se a introdução de duas tarifas de operação logística de mudança de comercializador com duas variáveis de faturação distintas:
a) A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador do operador da rede de transporte, para as entregas em AP, para as entregas a instalações abastecidas por UAG propriedade de clientes e para as entregas nas redes de distribuição abastecidas a partir de GNL.
b) A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador dos operadores das redes de distribuição para as restantes entregas.
A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador do operador da rede de transporte é composta por um preço de capacidade utilizada, definido em euros por kWh/dia, por mês. Este preço será diferenciado para as entregas em AP e para entregas nas redes de distribuição. A escolha desta variável de faturação representa um compromisso, na medida em que apresenta efeitos mais próximos de um termo fixo e, ao ser contemplada na estrutura tarifária em vigor, permite mitigar os custos gerados pela sua aplicação.
22
A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador dos operadores das redes de distribuição é composta por um preço do termo fixo, definido em euros por mês. Este preço não apresenta diferenciação por nível de pressão.
Importa referir que a forma de repercutir os custos do OLMC, através de preços de capacidade utilizada na AP, será efetuada garantindo-se a inexistência de subsidiação cruzada entre níveis de pressão. Assim, os preços de capacidade utilizada na tarifa aplicada pelo operador da rede de transporte devem garantir uma alocação de custos por nível de pressão idêntica à que se obteria com a aplicação de termos fixos em todos os níveis de pressão.
Adicionalmente importa prever uma transferência dos montantes faturados pelo operador da rede de transporte para o operador logístico de mudança de comercializador, através de transferências mensais ou através de uma tarifa aplicada pelo operador logístico de mudança de comercializador ao operador da rede de transporte. A ERSE propõe que seja criada uma tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador, aplicada pelo operador logístico de mudança de comercializador ao operador da rede de transporte, sendo composta por um preço de capacidade utilizada, definido em euros por kWh/dia, por mês.
Face ao exposto, a ERSE propõe:
5. Criação de uma nova secção no Capítulo III do RT, relativa à tarifa do OLMC, incluindo:
A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador do operador logístico de mudança de comercializador;
A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador do operador da rede de transporte; A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador dos operadores da rede de distribuição; As tarifas de Operação Logística de Mudança de Comercializador do operador logístico de mudança
de comercializador e do operador da rede de transporte tem como variável de faturação um termo de capacidade utilizada, definida em €/kWh/mês;
6. A tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador dos operadores da rede de distribuição tem como variável de faturação um termo fixo em €/mês.
Esta alteração tem impacto nos artigos 10.º, 11.º, 12.º, 13.º, 14.º, 18.º, 19.º, 20.º, 22.º, 27.º, 45.º-A, 45.º-B, 45.º -C, 116.º -A, 116.º-B, 116.º -C, 123.º do RT.
23
CONCRETIZAÇÃO DA FIGURA DO OPERADOR LOGÍSTICO DE MUDANÇA DE COMERCIALIZADOR
Embora o quadro regulamentar do setor do gás natural tenha sempre previsto a figura do operador logístico, a atividade de mudança de comercializador foi atribuída de forma transitória ao operador da rede de transporte do gás natural. Do mesmo modo, sendo que as referências regulamentares a princípios e obrigações no quadro da mudança de comercializador não mudam em função do sujeito que desempenha, o quadro regulamentar em vigor já acautela o essencial do que agora foi previsto no referido diploma legal, na vertente de mudança de comercializador.
Neste sentido, propõem-se pequenos ajustamentos à redação do RRC, no sentido de o tornar inteiramente ajustado ao Decreto-Lei n.º 38/2017, de 31 de março, prevendo, designadamente, o sujeito no âmbito do relacionamento comercial e a respetiva cadeia de relacionamento comercial para efeitos de recuperação tarifária dos proveitos permitidos.
Esta proposta é equivalente à adotada no setor elétrico, considerando que a entidade que exerce esta atividade é a mesma em ambos os setores regulados.
7. A proposta de revisão regulamentar prevê uma nova tarifa específica para a operação logística de mudança de comercializador.
8. Para recuperação dos proveitos permitidos com a operação logística de mudança de comercializador é estabelecida uma tarifa que implica um relacionamento comercial entre o operador da rede de transporte e o OLMC.
Esta alteração está consagrada nos artigos 53º-A e B da proposta de revisão do RRC.
3.3
P
RAZO PARA A SUJEIÇÃO DE PEDIDOS NA PLATAFORMA DE MUDANÇA DECOMERCIALIZADOR
Até à data, o tempo decorrido entre a celebração do contrato e a inserção do pedido de mudança pelo comercializador na respetiva plataforma não é sujeito a qualquer obrigação, subentendendo-se que a sujeição dos pedidos ocorreria no mais curto espaço de tempo.
A experiência acumulada neste domínio permitiu observar a existência de comportamentos e práticas distintas por parte dos operadores económicos, o que nem sempre sucede com o conhecimento e consentimento do próprio consumidor, daí resultando alguma conflitualidade de consumo assente em desencontro de expetativas.
24
Importa reter que, para a esmagadora maioria dos consumidores, a percepção de prazos associados à mudança decorre desde o momento da celeração do contrato – ou manifestação de vontade de contratar uma determinada oferta – e a sua efetivação, já depois de passar pela plataforma de mudança de comercializador. Ora, neste lapso temporal, o momento em que efetivamente se introduz o pedido de mudança de comercializador é, quase sempre, desconhecido do consumidor, pelo que este poderá atribuir a um evental sofrível desempenho da atividade de mudança de comercializador, o que na realidade pode estar na esfera da diligência comercial e operativa do comercializador contratado.
Em face da observação das situações acima descritas, torna-se, nesta proposta, obrigatório que os comercializadores de gás natural, quando em representação dos clientes, insiram na plataforma de mudança de comercializador os pedidos relativos aos processos abrangidos nos procedimentos de mudança de comercializador, no prazo máximo de 5 dias úteis, à semelhança do que foi feito para a eletricidade.
Tal obrigação, além de acautelar os interesses dos consumidores quanto ao célere desenrolar da mudança de comercializador ou da própria cessação de contrato de fornecimento, introduz maior clareza na verificação do desempenho atribuído ao processo mudança de comercializador, permitindo uma alocação das responsabilidades mais aderente à realidade. Em acréscimo, importa estabelecer que, existindo o mesmo racional de repercussão tarifária para os setores elétrico e do gás natural, o conjunto de obrigações com incidência na operativa do OLMC e demais agentes seja também equivalente.
9. A proposta de revisão regulamentar obriga os comercializadores a veicular junto do OLMC os pedidos dos clientes no prazo máximo de 5 dias úteis.
Esta alteração está consagrada no artigo 126.º da proposta de revisão do RRC (mesmo artigo do RRC ainda em vigor).
3.4
P
RAZO PARA A INTERRUPÇÃO DE FORNECIMENTO NA SEQUÊNCIA DE CESSAÇÃO DOCONTRATO A PEDIDO DO CLIENTE
O atual quadro regulamentar não estabelece um prazo máximo para a concretização de uma interrupção física do fornecimento na sequência de uma cessação do respetivo contrato de fornecimento por iniciativa do cliente.
Ainda que se possa, pela experiência passada, sustentar que há uma prática generalizada de proceder a estas interrupções de forma célere e atempada em face das solicitações de clientes, subsistem, todavia, algumas situações em que a sua não concretização tem implicado um óbvio diferendo entre cliente e comercializador relativamente a uma atividade que é responsabilidade dos operadores de rede.
25
Neste sentido, propõe-se estabelecer no quadro da revisão regulamentar que à tramitação das cessações de contato por iniciativa do cliente se aplique o prazo máximo definido para os restantes processos tramitados no âmbito da mudança de comercializador (discutido no número anterior deste documento). Em consonância, o operador da rede respetivo deverá proceder à interrupção de fornecimento da instalação nos prazos previstos para o agendamento de intervenção no local de consumo.
10. A proposta de revisão regulamentar prevê a obrigatoriedade dos comercializadores de veicular junto da plataforma de mudança de comercializador os pedidos de cessação dos contratos de fornecimento solicitados pelos clientes no prazo máximo de 5 dias úteis.
Esta alteração está consagrada no artigo 126.º da proposta de revisão do RRC (mesmo artigo do RRC ainda em vigor).
27
4 TARIFA SOCIAL
ENQUADRAMENTO
A tarifa social é aplicável aos consumidores domésticos de gás natural que se encontrem numa situação de carência socioeconómica, sendo uma das medidas adotadas no quadro da proteção dos clientes vulneráveis e do aprofundamento da liberalização do mercado energético, sem prejuízo dos princípios da transparência, da igualdade de tratamento e da não discriminação que devem estar subjacentes à aplicação de tais medidas, em conformidade com a Diretiva 2009/73/EC, de 13 de julho.
O Decreto-Lei n.º 101/2011, de 30 de setembro, estabeleceu que os clientes vulneráveis poderão usufruir de uma tarifa social de gás natural. Esta decisão é orientada pelo facto de existirem alguns consumidores de gás natural em situação de carência socioeconómica optando-se, para a sua elegibilidade, por um critério que coincide com o das prestações atribuídas no âmbito do sistema de segurança social, em linha com o já estabelecido para o sector elétrico.
O artigo 121.º da Lei n.º 7-A/2016, de 30 de março, que aprovou o Orçamento do Estado para 2016 veio introduzir a 1.ª alteração ao Decreto-Lei n.º 101/2011, de 30 de setembro, redesenhando os descontos sociais existentes para o acesso ao serviço essencial de fornecimento de energia, com vista a um modelo único e automático e ao alargamento do atual número de beneficiários efetivos, sem diminuição do valor do desconto a praticar face aos descontos sociais em vigor até à presente data.
Até à data, e nos termos do artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 101/2011, de 30 de setembro, o financiamento dos custos com a aplicação da tarifa social era suportado por todos os consumidores de gás natural, na proporção da energia consumida, a repercutir nas tarifas de acesso às redes.
Contudo, a Lei n.º 114/2017, de 29 de dezembro, que aprovou o Orçamento do Estado para 2018, veio introduzir uma alteração relevante quanto ao financiamento dos custos com a tarifa social do setor do gás natural. Assim, de acordo com o artigo 209.º deste diploma, os custos decorrentes da aplicação da tarifa social aos clientes de gás natural “são suportados pelas empresas transportadoras e comercializadoras de gás natural na proporção do volume comercializado de gás no ano anterior”.
A ERSE encontra-se vinculada a atuar de acordo com o princípio da legalidade, devendo conformar a sua regulamentação com a solução expressa pelo legislador no texto da lei, o que implica necessariamente alterações ao nível do Regulamente Tarifário e do Regulamento de Relações Comerciais do gás natural.
28
PROPOSTA
Através desta alteração legal operada pela Lei do Orçamento do Estado para 2018, o legislador procede a uma alteração da ordem jurídica quanto ao modelo de financiamento das tarifas sociais de gás natural. O que foi feito através de uma norma que se limita a dispor os custos decorrentes da aplicação da tarifa social aos clientes de gás natural “são suportados pelas empresas transportadoras e comercializadoras de gás natural na proporção do volume comercializado de gás no ano anterior”. Face à necessidade de traduzir o legalmente disposto no Regulamento Tarifário, ao abrigo do qual serão aprovadas as tarifas de gás natural, e sem prejuízo de ulteriores elementos interpretativos, considera-se o seguinte:
O universo de agentes que passa a financiar a tarifa social, de acordo com a letra da Lei n.º 114/2017, de 29 de dezembro, será composto necessariamente pelas “empresas transportadoras” e pelas “comercializadoras de gás natural”. Entende-se que ao conceito de “empresas transportadoras”, é seguramente subsumível o Operador da Rede de Transporte (ORT), por ser responsável pela atividade de transporte de gás natural. Adicionalmente, são “comercializadoras de gás natural” tanto as comercializadoras em mercado livre, como as comercializadoras de último recurso (CUR), que tenham clientes finais de gás natural27.
A norma em causa estabelece um critério claro de repartição do financiamento entre os diferentes comercializadores, assente na “proporção do volume comercializado de gás no ano anterior”, o que remete para as suas quotas de mercado destes agentes no segmento retalhista.
Questão diversa é a da repartição de encargos entre as “empresas transportadoras” e as “comercializadoras de gás natural”. Devendo, naturalmente, assumir-se que o legislador consagrou soluções acertadas, a inclusão do ORT no universo de financiadores tem de ser respeitada.
Neste quadro, importa considerar que ao ORT está genericamente vedada a comercialização de gás natural28. Assim, embora o ORT, enquanto gestor técnico do sistema – função que compete legalmente ao operador da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural29 –, realize operações de compra e venda de gás natural para efeitos de compensação das redes de transporte de gás30, nos termos do Regulamento (UE) n.º 312/2014 da Comissão, de 26 de março de 2014, que institui um Código de Rede (Network Code)
27 A definição legal de “comercialização”, bem como todas as disposições legais sistemáticas apontam nesse sentido.
Vg. a definição do artigo 3.º, al. j) do Decreto-Lei n.º 30/2006, de 26 de outubro, na redação em vigor, bem como o elenco de atividades do Sistema Nacional de Gás Natural previstas no artigo 13.º do mesmo diploma (que não autonomiza a comercialização de último recurso da “comercialização”).
28 Artigo 20.º, n.º 4 do Decreto-Lei n.º 30/2006, de 26 de outubro, na redação em vigor. 29 Artigo 13.º do Decreto-Lei n.º 140/2006, de 26 de julho, na redação vigente.
30 O ORT contrata serviços de compensação nas situações em que os produtos normalizados de curto prazo não proporcionarão, ou é pouco provável que proporcionem, a resposta necessária para manter a rede de transporte dentro dos seus limites operacionais ou na ausência de liquidez no comércio de produtos normalizados de curto prazo
29
para a compensação das redes de transporte de gás, tais transações não corresponderão a comercialização em sentido próprio.
Sendo assim, por forma a respeitar a opção legislativa, assumida no exercício de uma liberdade de conformação legislativa – de alterar o regime de financiamento da tarifa social do gás natural, passando a incluir o ORT no universo de agentes financiadores (solução expressa no texto da lei) – sem prejuízo de ulteriores elementos interpretativos, e em face da necessidade de traduzir o legalmente disposto no Regulamento Tarifário –, atende-se à definição legal de duas categorias de agentes financiadores: (i) “empresas transportadoras” e (ii) “comercializadores”. Além disso, o ORT, enquanto transportador, veicula 100% do gás natural comercializado pelos diferentes comercializadores. Pelo que o critério introduzido por lei é o da repartição dos encargos em partes iguais entre as “empresas transportadoras” e o universo dos diferentes “comercializadores”. O que, ademais, atende à diferença relativa entre as duas categorias de agentes financiadores.
Tendo em conta que a tarifa social terá de ser repercutida na tarifa de acesso às redes (de acordo com o Decreto-Lei n.º 101/2011, de 30 de setembro), compete aos operadores das redes de distribuição (ORD) proceder ao desconto da tarifa social nas suas tarifas de acesso, sendo posteriormente ressarcidos desses montantes. Para tal, o operador da rede de transporte fatura mensalmente aos comercializadores e aos comercializadores de último recurso retalhistas os valores referentes aos custos da tarifa social que, nos termos da legislação em vigor, devem ser suportados por estes, conforme informação publicada pela ERSE. O operador da rede de transporte transfere mensalmente para os operadores da rede de distribuição os valores suportados e recebidos dos comercializadores e dos comercializadores de último recurso retalhistas relativos aos custos da tarifa social, bem como os valores que lhe são devidos, relativos aos custos da tarifa social.
Por fim, tendo em conta que a redação do artigo 209.º da Lei do Orçamento de Estado para 2018 segue de muito perto o texto normativo-prescritivo do n.º 1 do artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 138 -A/2010, de 28 de dezembro (“O financiamento dos custos com a aplicação da tarifa social incide sobre todos os titulares de centros electroprodutores em regime ordinário, na proporção da potência instalada de cada centro electroprodutor.”) não se identificam razões para que se divirja da doutrina propugnada pelo Parecer n.º 39/2012 do Conselho Consultivo da Procuradoria Geral da República31. Pelo que a ERSE não pode, nas tarifas a aprovar, aceitar a repercussão dos custos relativos ao financiamento da tarifa social do gás natural sobre os consumidores.
30 Face ao exposto, a ERSE propõe:
11. Os custos com a tarifa social do GN são suportados pelo operador da rede de transporte e pelos comercializadores.
- Face ao enquadramento apresentado concorda que o ORT, os comercializadores de mercado e os comercializadores de último recurso são os agentes financiadores da tarifa social? Deve algum ser excluído ou outros serem incluídos?
12. Os custos são suportados em metades iguais pelo operador da rede de transporte e pelos comercializadores
- Face ao enquadramento apresentado considera correta a repartição prevista na proposta?
- Ou, em alternativa deverá ser adotado um critério de repartição dos custos entre estes operadores que tenha em consideração o volume de gás para a compensação das redes de transporte de gás pelo operador da rede de transporte?
Esta alteração tem impacto nos artigos 77.º, 81.º, 96.º, 133.º, 135.º, 136.º, 138.º, 143.º e 146.º do Regulamento Tarifário.
Em acréscimo ao atrás mencionado, cabe proceder à adequação da estrutura dos relacionamentos comerciais constantes do RRC, para faturação da tarifa social, tornando-a concordante com o disposto no Regulamento Tarifário.
13. A proposta de revisão regulamentar do RRC prevê que os custos relativos à tarifa social, nos termos previstos no RT, sejam faturados mensalmente pelo ORT aos comercializadores e pelo primeiro transferidos para os operadores das redes de distribuição, cumulativamente com os custos também suportados pelo ORT.
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: erse@erse.pt www.erse.pt
