PLANO DE DESENVOLVIMENTO E INVESTIMENTO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE ELETRICIDADE PARA O PERIODO (PDIRD-E 2018) CONSULTA PÚBLICA

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1 PLANO DE DESENVOLVIMENTO E INVESTIMENTO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE ELETRICIDADE PARA O PERIODO (PDIRD-E 2018) CONSULTA PÚBLICA Março 2019 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

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3 ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO E ENQUADRAMENTO Consulta pública e respetivo documento de enquadramento Enquadramento legal Procedimentos Consulta Pública CONTEÚDO DA PROPOSTA DE PDIRD-E Breve descrição da proposta submetida pelo Operador da Rede de Distribuição Investimento global proposto Evolução da proposta de PDIRD-E 2018 face ao PDIRD-E Caracterização da procura de eletricidade associada à rede de distribuição PROPOSTA DE DESENVOLVIMENTO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO Vetores estratégicos e programas de investimento Melhoria da qualidade de serviço técnica Outros vetores Benefícios não monetizados Discussão sobre o papel futuro da RND Redes Inteligentes...32 ANEXO - DOCUMENTAÇÃO DE SUPORTE À CONSULTA PÚBLICA i

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5 1 INTRODUÇÃO E ENQUADRAMENTO 1.1 CONSULTA PÚBLICA E RESPETIVO DOCUMENTO DE ENQUADRAMENTO No âmbito das competências que lhe estão legalmente atribuídas, a ERSE submete a consulta pública a proposta do plano de desenvolvimento e investimento na rede de distribuição de eletricidade para o período (PDIRD-E 2018), elaborada pelo operador da Rede Nacional de Distribuição (RND) EDP Distribuição, S.A. Agradece-se, desde já, a todos os participantes nesta consulta pública, os contributos que, sob a forma de resposta às questões, comentários ou sugestões, sejam enviados à ERSE até 15 de abril de 2019, para o seguinte endereço de correio eletrónico consultapublica@erse.pt. Solicita-se ainda que, na resposta por correio eletrónico seja mencionada, no campo de Assunto, a expressão Consulta Pública 74. A ERSE terá em consideração os comentários recebidos no âmbito da consulta pública para efeitos do seu Parecer à proposta de PDIRD-E Juntamente com a publicação do Parecer, a ERSE disponibilizará igualmente na sua página de internet cada um dos comentários recebidos e ainda um documento onde são resumidas e identificadas as principais matérias que suscitaram comentários. No caso de pretender que o seu comentário não seja publicado deverá indicá-lo de forma expressa. Acresce que no caso de a informação conter elementos sensíveis, que legalmente impeçam a divulgação dos comentários recebidos, deverá ser disponibilizada à ERSE uma versão pública expurgada dessa informação considerada sensível. Solicita-se ainda que, para proteção dos dados pessoais dos remetentes, os comentários a enviar integrem um documento autónomo do corpo do , da carta ou do fax. O presente documento de enquadramento pretende promover a reflexão dos agentes em torno de aspetos que se consideram determinantes para a elaboração da proposta de PDIRD-E 2018 e, deste modo, apoiar a ERSE na elaboração de um parecer abrangente e rigoroso nas suas conclusões. Neste capítulo introdutório contextualiza-se a elaboração do plano e os principais procedimentos até ao momento da apresentação ao Governo para decisão final. No capítulo seguinte descreve-se sucintamente o documento da proposta de PDIRD-E 2018, para o período , elaborado pelo operador da RND e submetido à ERSE pela Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG). 1

6 O segundo capítulo descreve sucintamente os principais aspetos do conteúdo da proposta de PDIRD-E 2018, incluindo a estrutura organizativa do documento da proposta, o respetivo montante de investimento, bem como a caracterização da procura de eletricidade. É ainda sintetizada a evolução ocorrida na proposta de PDIRD-E 2018 face ao PDIRD-E 2016, aprovado pelo Secretário de Estado de Energia, em 27 de junho de Finalmente, o terceiro capítulo aborda as principais motivações do investimento proposto e o modo como este é distribuído pelos principais vetores estratégicos e respetivos programas de investimento. Neste capítulo é ainda lançada a discussão sobre o futuro papel da RND e as transformações necessárias face aos desenvolvimentos esperados do setor elétrico europeu enquadrado no quarto pacote comunitário de energia. As discussões sobre estes temas são acompanhadas por um conjunto de questões, que decorrem da análise efetuada pela ERSE e que pretendem realçar e induzir a reflexão dos agentes sobre os pressupostos, metodologias, aspetos técnico-económicos e opções de investimento propostos pelo operador da RND. Finalmente, em Anexo são enumerados os documentos de suporte à presente consulta pública. 1.2 ENQUADRAMENTO LEGAL O Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro, procedeu à sexta alteração ao Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, estabelecendo o regime jurídico aplicável às atividades de produção, transporte, distribuição e comercialização de eletricidade, bem como à operação logística de mudança de comercializador, à organização dos respetivos mercados e aos procedimentos aplicáveis ao acesso àquelas atividades, no desenvolvimento dos princípios constantes do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, republicado pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro, completando a transposição da Diretiva n.º 2009/72/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho, que estabelece regras comuns para o mercado da eletricidade. Assim, nos termos do artigo 41.º do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, na redação que lhe foi conferida pela Lei n.º 42/2016, de 28 de dezembro que altera a redação anterior dada pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro, o operador da RND deve elaborar, de dois em dois anos, o plano de desenvolvimento e investimento quinquenal das respetivas redes, tendo por base a caracterização técnica da rede e da oferta e procura atuais e previstas, após consulta aos interessados, nos termos do artigo 40.º-A 2

7 do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, na redação que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro. Nesse enquadramento, a EDP Distribuição, enquanto operador da RND, apresentou à DGEG uma proposta de PDIRD-E 2018, que por sua vez apreciou o documento e determinou eventuais alterações. De seguida, a DGEG comunicou à ERSE a proposta de PDIRD-E 2018, competindo a esta entidade, nos termos do n.º 5 do referido artigo 40.º-A, promover uma consulta pública ao seu conteúdo, com a duração de 30 dias. Com base nos resultados desta consulta pública, a ERSE emitirá o seu parecer, incluindo a determinação de alterações à proposta do PDIRD-E Este parecer, não vinculativo, será enviado ao operador da RND e à DGEG. A DGEG submeteu igualmente ao operador da Rede Nacional de Transporte (ORT) a proposta de PDIRD-E 2018, para emissão de parecer no prazo de 60 dias. Com base nos pareceres emitidos pela ERSE e pelo ORT, o operador da RND elabora a proposta final do PDIRD-E 2018, a submeter à DGEG, devendo esta entidade, no prazo de 30 dias úteis, enviar essa proposta final ao membro do Governo responsável pela área da energia, acompanhada dos pareceres da ERSE e do ORT, bem como dos resultados da consulta pública. A aprovação da proposta de PDIRD-E compete ao membro do Governo responsável pela área da energia, após parecer da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) e do operador da RNT, e, de acordo com a alteração legislativa introduzida pela Lei n.º 42/2016, de 28 de dezembro, após discussão na Assembleia da República. O ciclo de desenvolvimento, aprovação e execução do plano nacional quinquenal de investimento na rede de distribuição encontra-se ilustrado na figura seguinte. 3

8 Figura 1-1 Esquematização de desenvolvimento, aprovação e execução do PDIRD-E 2018 Assembleia da República Aprovação PDIRD 8 Relatório Anual de Monitorização da Segurança de Abastecimento (Cenários nacionais) Mais recente 1 2 Desenvolvimento proposta prévia PDIRD Anos pares Fiscalização da calendarização, orçamentação e execução dos projetos de investimento do PDIRD Supervisão Envio proposta PDIRD + Resultados Consulta Pública + Parecer ERSE + Parecer ORT 7 Proposta Final PDIRD 6 Processo periódico, que ocorre nos anos pares Emissão de Parecer e proposta de eventuais alterações 4 3 Análise prévia proposta PDIRD Eventual pedido alterações DGEG comunica proposta do PDIRD para Parecer do ORT em 60 dias Consulta 5 Op. RND ERSE Pública Assembleia da República DGEG Ministério Fonte: ERSE Deste modo, a ERSE promove, por um prazo de 30 dias úteis, a presente Consulta Pública ao conteúdo da proposta de PDIRD-E 2018, recebida da DGEG. 1.3 PROCEDIMENTOS CONSULTA PÚBLICA Tendo por base a periodicidade bienal dos exercícios de planeamento do desenvolvimento e investimento nas redes elétricas, previstos legalmente, cada novo exercício representa uma evolução face ao exercício de planeamento anterior, permitindo um ajuste do plano anterior em função da evolução das necessidades do Sistema Elétrico Nacional. Este ajuste é realizado quer em termos de calendarização dos projetos já aprovados, quer em termos da introdução de novos projetos necessários para cumprir os objetivos globais do planeamento face a novos desenvolvimentos e aos novos anos do horizonte do PDIRD-E A 27 de junho de 2017 e abrangendo o horizonte de investimentos , foi aprovado pelo Secretário de Estado de Energia o PDIRD-E 2016 e os programas e projetos de investimento nele contidos, que contabilizavam um total de 799 milhões de euros de investimento específico, já após o Operador da RND reduzir 50 M (custos primários) à sua proposta inicial. 4

9 A atual proposta de PDIRD-E 2018 descreve para o horizonte um conjunto de 144 projetos individuais de investimento específico, englobados em programas de investimento, com e sem desagregação por projeto individual, e cujo montante global a custos primários ascende a 447 milhões de euros 1 no cenário de referência (n.º 2). 1 Os custos de investimentos são apresentados no PDIRD-E 2018 em duas naturezas distintas: os custos primários e os custos totais. Os custos totais correspondem à soma dos custos primários com os encargos capitalizáveis. Os custos primários correspondem aos custos dos materiais e do trabalho que, de forma direta, são necessários à concretização física do investimento. Os encargos capitalizáveis são divididos pela EDP Distribuição em três tipos diferentes: (i) encargos diretos, que correspondem ao custo de atividades de suporte que contribuem diretamente para a realização física das obras, (ii) encargos transversais, que correspondem ao custo de atividades transversais que são imputadas ao investimento, embora não concorram diretamente para a realização física das obras e (iii) encargos financeiros, que correspondem ao custo com juros no financiamento das obras em curso. 5

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11 2 CONTEÚDO DA PROPOSTA DE PDIRD-E BREVE DESCRIÇÃO DA PROPOSTA SUBMETIDA PELO OPERADOR DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO A proposta de PDIRD-E 2018, submetida à apreciação da presente consulta pública encontra-se estruturada em 12 capítulos, para além do Sumário Executivo: Capítulo 1 Enquadramento e âmbito do PDIRD-E; Capítulo 2 Princípios e critérios de planeamento; Capítulo 3 Caraterização da rede prevista em ; Capítulo 4 Estratégia de desenvolvimento da RND; Capítulo 5 Evolução dos consumos e cargas; Capítulo 6 Pontos de entrega de energia; Capítulo 7 Caraterização e justificação dos principais investimentos a realizar no período ; Capítulo 8 Caracterização da rede prevista em 2018, e após a conclusão do plano; Capítulo 9 Questões sobre a avaliação ambiental estratégica da atividade; Capítulo 10 Análise do risco ao PDIRD-E 2018; Capítulo 11 Balanço intercalar da execução de investimentos; Capítulo 12 Plano de investimento na rede de distribuição para Do documento fazem parte igualmente os seguintes 16 Anexos: Anexo 1 Rede de Distribuição AT; Anexo 2 Rede de Distribuição AT. Grau de utilização das infraestruturas; Anexo 3 Caraterização das subestações AT/MT; Anexo 4 - Caraterização da rede AT; Anexo 5 - Caraterização da rede MT (Previsão); Anexo 6 Capacidade de receção de produção nas subestações MT/AT; 7

12 Anexo 7 Reserva N-1 às capitais de distrito em caso de indisponibilidade total do barramento MT das subestações AT/MT Anexo 8 Fichas de caracterização dos principais investimentos; Anexo 9 Estudos de fundamentação Sumários Executivos; Anexo 10 Previsão de procura de eletricidade ; Anexo 11 Lista ordenada de investimentos específicos incluídos no PDIRD-E 2018 e Programação Anual (por ordem de prioridade nos vetores de investimento); Anexo 12 Tabela resumo dos investimentos específicos incluídos no PDIRD-E 2018; Anexo 13 Tabela resumo dos investimentos específicos previstos no PDIRD-E 2016 e não incluídos no PDIRD-E 2018; Anexo 14 Tabela resumo dos investimentos não específicos incluídos no PDIRD-E 2018; Anexo 15 Melhorias e alterações introduzidas na presente proposta de PDIRD-E 2018, face ao PDIRD-E 2016 e às recomendações e comentários emitidos pela ERSE em sede de consulta pública apo PDIRD-E 2016; Anexo 16 Lista dos projetos que dependem do Operador da RNT para a sua concretização. Do ponto de vista genérico, apresentam-se de seguida os temas desenvolvidos em cada capítulo. No capítulo 1, o operador da RND menciona os diplomas a nível nacional que enquadram a proposta de PDIRD-E 2018 e refere o Relatório de Monitorização da Segurança do Abastecimento referente ao período (RMSA-E 2016), do ponto de vista da observação das orientações de política energética. O capítulo 2 define os princípios e os critérios de planeamento que servem de base à identificação e justificação das necessidades de investimento na RND. O capítulo 3 caracteriza a rede em serviço, tendo em conta a situação verificada a , e os projetos concluídos ou a concluir até O operador da RND evidencia a satisfação dos padrões de segurança e identifica constrangimentos na rede. O capítulo 4 descreve a estratégia de desenvolvimento da RND, referindo os objetivos traçados para os vetores estratégicos de investimento considerados na elaboração deste Plano, no âmbito do investimento específico. Refere, ainda, o investimento não específico contemplado no período do Plano. 8

13 O capítulo 5 caracteriza a evolução de consumos e pontas e apresenta a previsão para o quinquénio , considerada na elaboração da presente proposta. O capítulo 6 identifica os pontos de entrega da RNT a estabelecer no período de vigência do PDIRD-E 2018 e indica as infraestruturas que o operador da RND pretende estabelecer para assegurar a ligação desses pontos de entrega à RND. É referida a existência de duas interligações transfronteiriças inseridas nos ativos da RND e a ligação da Produção em Regime Especial (PRE) à RND. No capítulo 7 procede-se à caracterização e justificação dos principais investimentos a realizar no horizonte O capítulo 8 caracteriza a rede prevista, com os seus elementos mais significativos, nos anos de 2020 e de 2023, após a conclusão do período de vigência do PDIRD-E Evidencia ainda a satisfação dos padrões de segurança e identifica os constrangimentos na rede. No capítulo 9 é abordado o tema da avaliação de incidência ambiental. No capítulo 10 é feita uma análise de risco relativamente ao não cumprimento dos objetivos globais do PDIRD-E 2018, bem como do risco associado ao não cumprimento de cada um dos objetivos de cada vetor de investimento. No capítulo 11 é feito um balanço intercalar ao investimento realizado entre 2015 e 2017, por vetor estratégico de investimento. O capítulo 12 apresenta a desagregação de investimentos para o período , desagregando investimento específico e não específico. Para o investimento específico são indicadas as verbas atribuídas por natureza de obra, por nível de tensão e por programa de investimento. Para o não específico são apresentadas as respetivas rubricas que o constituem. Finalmente é apresentada uma avaliação do impacto da proposta de PDIRD-E 2018 no proveito unitário permitido na atividade de Distribuição de Energia Elétrica. BREVE DESCRIÇÃO DA PROPOSTA A proposta de PDIRD-E 2018 está estruturada tendo por base os objetivos estratégicos do planeamento, nomeadamente o desenvolvimento da rede para fazer face às necessidades dos seus utilizadores. Para tal, a proposta identifica e quantifica os recursos necessários para assegurar a existência de suficiente capacidade de receção e entrega de energia elétrica nas redes de distribuição, com níveis adequados de 9

14 segurança e de qualidade de serviço, procurando simultaneamente o aumento de eficiência da rede, bem como as boas práticas ambientais. Ao longo do documento, o operador da RND identifica as necessidades e lacunas das redes de distribuição tendo em conta cinco vetores estratégicos de investimento: Segurança de Abastecimento, Qualidade de Serviço Técnica, Eficiência da Rede, Eficiência Operacional e Acesso a Novos Serviços. Tendo por base, por um lado, a caracterização física das atuais redes em AT e MT, incluindo a utilização histórica dos equipamentos, e por outro, a evolução esperada de consumos e pontas de utilização das instalações, níveis de qualidade de serviço e níveis de perdas, sem prejuízo dos compromissos já assumidos de receção de produção ligada às redes de distribuição, o operador da RND propõe um conjunto de programas de investimento constituídos por projetos de investimento (com ou sem desagregação individual por projeto). Cada projeto de investimento associado a um programa de investimento é apresentado na proposta de PDIRD-E 2018, no capítulo 7, em função da sua finalidade, nomeadamente Ligação à RNT; Ligação a instalações consumidoras e centros electroprodutores; Reforço Interno da RND; Manutenção e melhoria da qualidade de serviço; Renovação e reabilitação de ativos, e Automação de SE e Modernização de Sistemas de Proteção, Comando e Controlo. No mesmo capítulo, e para cada projeto de investimento, é apresentada a fundamentação do operador da RND para a realização dos mesmos, sendo quantificado o respetivo custo e o ano previsto para a sua entrada em exploração. Adicionalmente, no Anexo 11 são listados, para cada um dos cinco vetores estratégicos referidos, todos os projetos cuja realização se traduz em benefícios para esse vetor, sendo identificado a que programa de investimento pertence e quantificado o montante a investir no horizonte do plano. Além desta informação, a proposta disponibiliza no Anexo 8 uma ficha dedicada por projeto de investimento com a sua caracterização técnica, sendo a informação complementada com a calendarização do projeto e com informação de carácter económico (custos), bem como metas a atingir (benefícios esperados). Em termos de benefícios esperados, a proposta de PDIRD-E 2018 apresenta a quantificação dos mesmos quer em termos globais, para todo o conteúdo do plano, quer individualmente, por projeto de investimento. A informação é apresentada em termos de evolução esperada de grandezas físicas, designadamente redução de perdas ou redução de energia não fornecida, não havendo qualquer quantificação económica. 10

15 A proposta inclui ainda no capítulo 10, a avaliação dos riscos associados ao não cumprimento dos objetivos globais propostos para o horizonte do plano, bem como o risco de não cumprimento dos objetivos de cada um dos cinco vetores estratégicos. Finalmente, o capítulo 12 apresenta um exercício de balanço anual, global e por vetor estratégico de investimento, para os anos 2015, 2016 e 2017, comparando o investimento proposto no PDIRD-E 2016 aprovado com o investimento efetivamente concretizado. 2.2 INVESTIMENTO GLOBAL PROPOSTO O operador da RND apresenta, ao longo da proposta de PDIRD-E 2018, informação física e económica que permite caracterizar os projetos de investimentos propostos para o período de abrangência da proposta de PDIRD-E 2018, , quer em termos globais, quer individualmente por projeto. Em termos globais, e a custos totais, a proposta de PDIRD-E 2018 em aprovação apresenta três cenários alternativos com um montante total de investimento a custos totais que varia entre 694 M no cenário 1 e 824 M no cenário 3. Na proposta de PDIRD-E 2018, o operador da RND propõe que seja adotado e aprovado o cenário 2, com um investimento total a concretizar de 744 M, desagregado por 447 M em investimento específico e 56 M em investimento não específico (investimento a custos primários de 502 M ) e ainda 242 M relativos a outros encargos de estrutura e financeiros. Na Figura 2-1, apresenta-se os 3 cenários propostos na proposta de PDIRD-E 2018, bem como o montante incluído do PDIRD-E 2016 aprovado 2. 2 O PDIRD-E aprovado já inclui uma redução de 50 M a custos primários, tal como recomendado pela ERSE no seu parecer à proposta de PDIRD-E

16 Figura 2-1 Desagregação dos custos totais de investimento por naturezas nos cenários propostos no PDIRD-E 2018 e no cenário aprovado do PDIRD-E 2016 Fonte: ERSE, EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) Os montantes de investimento propostos para cada cenário são distribuídos ao longo dos 5 anos de acordo com a figura seguinte, realçando-se o ano de 2019 que apresenta valores aproximados para os 3 cenários Figura 2-2 Desagregação temporal no horizonte do investimento específico a custos primários dos 3 cenários apresentados na proposta PDIRD-E 2018 Fonte: ERSE, EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) 12

17 2.3 EVOLUÇÃO DA PROPOSTA DE PDIRD-E 2018 FACE AO PDIRD-E 2016 No que respeita ao conteúdo, e comparativamente com o PDIRD-E 2016 aprovado, assinalam-se as seguintes alterações e novos conteúdos, que foram introduzidas na proposta de PDIRD-E 2018: Estimativa simplificada de impactos na economia e emprego associados à concretização dos investimentos previstos na proposta de PDIRD-E 2018 (ponto 1.3.1); Disponibilização de informação adicional sobre a garantia de segurança de abastecimento a capitais de distrito (critério N-1), classificadas como zonas A de Qualidade de serviço, indicando aquelas em que ainda não está garantida essa segurança N-1 (ponto 4.1.2); Apresentação da estimativa da evolução das perdas técnicas globais da RND, considerando as redes AT e MT (ponto 4.1.4); Descrição de investimentos que não se enquadram nos 5 vetores estratégicos de investimento, identificados como Outros, permitindo uma melhor compreensão do tipo de investimentos propostos (ponto 4.1.7); Apresentação dos resultados preliminares dos estudos sobre variáveis relevantes para a evolução das pontas de carga das subestações AT/MT (ponto 5.5.3); Apresentação dos resultados da análise realizada sobre a evolução das ligações de nova produção distribuída a nível local, e análise das expetativas futuras para a ligação de nova capacidade de produção (ponto 6.3 e Anexo 9.C); Informação relativa à capacidade das subestações AT/MT para receção de nova capacidade de produção, identificando as limitações da rede AT que derivem de eventuais limitações na RNT. Apresentação simplificada do estudo, em desenvolvimento, para a melhoria da análise do impacto dos investimentos análise custo/benefício para cada um dos 5 vetores estratégicos, em particular nos vetores eficiência operacional e acesso a novos serviços (ponto 7.4 e Anexo 9.B); Apresentação da lista ordenada dos projetos de investimento associados a cada vetor estratégico, hierarquizados por prioridade (ponto 7.6 e Anexo 11); Inclusão no capítulo 11 de um balanço intercalar sobre o grau de execução dos projetos incluídos no PDIRD-E 2016 aprovado, com a comparação dos valores de investimento previstos para cada vetor estratégico com os valores efetivamente realizados (anos 2015, 2016 e 2017); Desagregação dos projetos de investimento já incluídos no PDIRD-E 2016 daqueles que são novos e são propostos pela primeira vez na proposta de PDIRD-E 2018 (Anexos 12B e 12C). O quadro seguinte compara os principais pressupostos do PDIRD-E 2016, aprovado, com aqueles utilizados na proposta de PDIRD-E 2018, elaborada pelo Operador da RND e submetida à ERSE pela DGEG. 13

18 Quadro Comparação dos principais aspetos da proposta de PDIRD-E de 2018 e o PDIRD-E 2016 Fonte: ERSE, EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) 14

19 2.4 CARACTERIZAÇÃO DA PROCURA DE ELETRICIDADE ASSOCIADA À REDE DE DISTRIBUIÇÃO As previsões da evolução da procura de eletricidade são um dos fatores ponderados na avaliação das necessidades de investimento do operador da RND. Estas previsões são também relevantes para avaliar o impacte tarifário associado à realização destes investimentos e como tal torna-se necessário a sua inclusão nas propostas de PDIRD-E. Como anteriormente referido, a proposta de PDIRD-E 2018 apresenta no seu capítulo 5 as previsões de evolução da procura de eletricidade na rede de distribuição em AT e MT, para o período de 2019 a As previsões de consumo da EDP Distribuição são suportadas por modelos matemáticos, descritos no Anexo 10 da proposta de PDIRD-E 2018, os quais usam informação histórica do consumo e um conjunto de variáveis explicativas. De acordo com as análises da EDP Distribuição, os comportamentos do consumo nos diferentes níveis de tensão são bastante distintos, quer nas tendências, quer nas correlações que apresentam com as variáveis estudadas. As previsões que são efetuadas para o futuro por estes modelos dependem essencialmente das variáveis macroeconómicas, que permitem definir as tendências de evolução do consumo em função da previsão de evolução da atividade económica. Foram estudados nestes modelos os efeitos das seguintes variáveis externas na evolução da procura de energia elétrica: efeitos de temperatura, efeitos de calendário, eficiência energética e utilização de veículos elétricos. A figura seguinte apresenta as projeções para a evolução do PIB no cenário Central da proposta de PDIRD-E 2018, comparando-as com as projeções que constavam no RMSA-E 2016 (utilizadas no PDIRD-E 2016) e com as previsões mais recentes, disponíveis em diferentes fontes. 15

20 Figura 2-3 Previsões macroeconómicas (variação do PIB) 3,0% 2,5% 2,8% 2,6% 2,3% 2,2% 2,0% 1,5% 1,8% 1,5% 1,9% 1,4% 1,9% 1,9% 1,8% 1,6% 1,8% 1,8% 1,8% 1,4% 1,4% 1,4% 1,0% 0,5% Real Est. Real Est. Prev Prev Prev Prev Prev Prev 0,0% Var % PIB (real e projeções mais recentes do BdP,CE e FMI) Var% PIB PDIRD-E 2018 (Cenário Central) Var% PIB RMSA-E 2016 (Cenário Central) Fonte: DGEG (RMSA-E 2016) e EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) Real e projeções mais recentes: 2018 a média BdP, CE e FMI; 2021 a FMI Na proposta de PDIRD-E 2018, as previsões de evolução do PIB foram revistas em alta quando comparadas com as previsões que constavam no RMSA-E 2016, por este relatório ter sido elaborado com dados que ainda não refletiam a recuperação económica verificada em 2016 e Contudo, as projeções mais recentes para a evolução do PIB apontam para um abrandamento da economia portuguesa, o que deverá ter reflexos no consumo de eletricidade. A Figura 2-4 apresenta as previsões do consumo no cenário Central da proposta de PDIRD-E 2018, comparando-a com os valores reais e com a previsão do PDIRD-E Os valores apresentados correspondem à energia saída da rede de distribuição em AT/MT, ou seja, ao agregado dos fornecimentos em AT e MT, com a energia entregue às redes de BT, que inclui os fornecimentos em BT e as perdas nas redes de BT. 16

21 Figura 2-4 Previsão de evolução da energia veiculada pela rede de distribuição em AT e MT Real Previsão ,5% GWh ,1% -2,5% 1,1% 2,8% Fornec. AT+MT+BT com perdas - Real até 2017, 2018 estim, 2019 prev (em T2019) Fornec. AT+MT+BT com perdas PDIRD-E Cen. Central Fornec. AT+MT+BT com perdas PDIRD-E Cen. Central Fornec. AT+MT+BT com perdas RMSA-E Cen. Central Fonte: ERSE, DGEG (RMSA-E 2016), EDP Distribuição (PDIRD-E 2016 e Proposta PDIRD-E 2018) Na figura anterior verifica-se que o consumo previsto para o cenário Central na proposta de PDIRD-E 2018, se situa acima do consumo previsto no PDIRD-E 2016 e no RMSA-E Tal facto decorre da utilização, para as previsões do período , dos dados mais recentes do consumo, designadamente dos anos de 2016 e 2017, comparativamente com o que ocorreu para o PDIRD-E 2016 e para o RMSA-E 2016, bem como de previsões de evolução da atividade económica mais otimista como se observou na Figura 2-3. Ainda assim, o consumo previsto para 2023 no cenário Central desta proposta de PDIRD-E 2018 é inferior ao máximo do consumo registado em 2010 (-1,5%), sendo esse nível atingido apenas no cenário Superior em A Figura 2-4 mostra também que a previsão da EDP Distribuição para 2018 e 2019 se situa mais de 2% abaixo das previsões da ERSE para o exercício tarifário de Esta diferença está relacionada essencialmente com o crescimento do consumo estimado para 2018, que foi incorporado pela ERSE no cálculo das tarifas de Para definir os três cenários de consumo usados na proposta de PDIRD-E 2018, a EDP Distribuição considerou as previsões macroeconómicas fornecidas por diferentes fontes (Ministério das Finanças, Banco de Portugal, Comissão Europeia, OCDE e FMI). De acordo com o descrito no Anexo 10 da proposta PDIRD-E 2018, para obter o cenário Central de consumo, a EDP Distribuição usou um cenário 17

22 macroeconómico correspondente à média das projeções das diferentes fontes, enquanto os cenários Superior e Inferior foram obtidos utilizando o máximo e mínimo, respetivamente, dessas projeções em cada ano 3. Adicionalmente, no cenário Superior de consumo foram considerados os consumos de veículos elétricos previstos pela DGEG no RMSA-E A figura seguinte compara os diferentes cenários de evolução da procura considerados pela EDP Distribuição. Figura 2-5 Cenários da proposta de PDIRD-E 2018 para a energia veiculada pela rede de distribuição em AT e MT Real Previsão GWh Fornec. AT+MT+BT com perdas PDIRD-E Cen. Superior Fornec. AT+MT+BT com perdas PDIRD-E Cen. Central Fornec. AT+MT+BT com perdas PDIRD-E Cen. Inferior Fornec. AT+MT+BT com perdas Real Fonte: ERSE, DGEG (RMSA-E 2016), DGEG (PDIRD-E 2016 e Proposta PDIRD-E 2018) Todos os cenários de evolução do consumo apresentados na proposta de PDIRD-E 2018 apontam para um crescimento no horizonte de 2019 a 2023, inclusivamente no caso do cenário Inferior. Nesse cenário, o crescimento médio para o período em análise é de 0,65%, que corresponde sensivelmente ao crescimento médio observado entre 2014 e 2017 (último ano com dados reais disponíveis), que foi de 0,62%. 3 Entre os anos de 2020 e 2024, as taxas de variação do PIB no cenário Central apresentadas na Tabela do Anexo 10 da proposta de PDIRD-E 2018 têm uma inconsistência com os valores do mesmo período apresentados na Figura 5.1 do Capítulo 5. 18

23 Questão 1 Apesar do atual contexto económico favorável, considera relevante, a consideração para efeitos de análise de impactes dos investimentos da proposta de PDIRD-E 2018, de cenários de estagnação ou até de um possível decréscimo da procura? Em caso afirmativo, justifique os principais motivos. A evolução das pontas de carga é outro fator determinante das necessidades de investimento nas redes. Para estimar a ponta de carga síncrona para a globalidade da RND, a EDP Distribuição analisou a relação entre a evolução desta variável e a evolução do consumo de eletricidade (ver Anexo 10 do PDIRD-E 2018), o que permitiu para cada cenário de consumo obter a previsão de evolução da ponta de carga. A Figura 2-6 apresenta as previsões de evolução da ponta de carga síncrona da rede de distribuição a nível nacional 4, para o cenário Central de consumo, comparando-a com os valores reais e com a previsão existente no anterior PDIRD-E. O valor previsto para 2023 é inferior em mais de 10% ao valor máximo ocorrido em Figura 2-6 Previsão de evolução da ponta de carga síncrona na rede nacional de distribuição Real Previsão ,6% MW ,8% -1,3% 1,4% Ponta síncrona excluindo MAT - Real até 2017 Ponta síncrona PDIRD-E Cen. Central Ponta síncrona PDIRD-E Cen. Central Fonte: ERSE, EDP Distribuição (PDIRD-E 2016 e Proposta PDIRD-E 2018) 4 Corresponde ao máximo simultâneo da potência nas saídas de todas as subestações em AT e MT. 19

24 No caso das redes de distribuição, os reforços em desenvolvimento de rede são determinados essencialmente pela evolução das cargas locais e pela disponibilidade de saídas nas subestações, pelo que as necessidades de investimento do operador da rede de distribuição não estão diretamente relacionadas com a evolução das cargas a nível nacional, e consequentemente com a ponta síncrona nacional. Ainda assim, pode ser um indicador importante, designadamente para a coordenação do planeamento entre a rede de distribuição e a rede de transporte. 20

25 3 PROPOSTA DE DESENVOLVIMENTO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO 3.1 VETORES ESTRATÉGICOS E PROGRAMAS DE INVESTIMENTO A proposta de PDIRD-E 2018 estabelece o plano de investimentos que assegura as funções principais do operador da RND, desenvolvendo a RND, assegurando a qualidade do serviço prestado e garantindo a satisfação das necessidades dos utilizadores da rede. Para tal, o operador da RND deve identificar e quantificar os recursos necessários para assegurar a existência de capacidade disponível nas redes para a receção e entrega de eletricidade, com níveis adequados de segurança e de qualidade de serviço, procurando simultaneamente o aumento de eficiência da rede, bem como de boas práticas ambientais. Este exercício de identificação das necessidades no âmbito das atividades do planeamento das redes, deve ser orientado por princípios e objetivos a atingir, e que suportam o desenvolvimento da rede, nomeadamente: O acompanhamento da evolução prevista dos consumos e potências de ponta das instalações, para que possa intervir na rede antecipadamente; A monitorização do desempenho das redes em termos de qualidade de serviço técnica, nomeadamente pela redução das assimetrias entre regiões, fundamental para determinar as zonas da rede a intervir; Acompanhar e avaliar o nível de perdas de energia na RND, selecionando todos os projetos com valia económica positiva considerando os benefícios em perdas; Quantificar a redução dos custos operacionais do sistema, decorrentes seja de uma maior automatização do processo operacional seja pela via da melhor utilização de ativos; Procurar criar condições de rede que permitam facilitar aos utilizadores da RND o acesso a novos serviços e desenvolvimento de uma rede cada vez mais inteligente, são também objetivos presentes neste PDIRD-E; Para dar resposta a estes desafios, e à semelhança do PDIRD-E 2016, o operador da RND classifica o investimento proposto segundo 5 vetores estratégicos: Segurança de Abastecimento (SA) Qualidade de Serviço Técnica (QST) Eficiência da Rede (ER) Eficiência Operacional (EO) Acesso a Novos Serviços (ANS) 21

26 Por sua vez, o operador da RND agrupa os diferentes projetos individuais de investimento que dão resposta às necessidades de rede identificadas segundo programas de investimento que contribuam para o mesmo objetivo estratégico. No entanto, quer os projetos individuais, quer os programas de investimento podem contribuir para atingir os objetivos de diferentes vetores estratégicos (por ex., a construção da nova subestação de Grândola 60/30kV inserida no programa melhoria da qualidade de serviço acrescenta outros benefícios à rede no que diz respeito aos vetores Segurança de Abastecimento, Eficiência de rede e Eficiência Operacional, e por isso parte do montante de investimento afeto a esse projeto será alocado a esses vetores. Esta alocação dos vários programas de investimento aos diferentes vetores estratégicos é realizada pelo operador da RND com recurso a uma matriz que relaciona a contribuição de cada programa de investimento para um ou mais vetores estratégicos, e que resulta de um modelo desenvolvido pelo INESC TEC 5 e apresentado no Anexo 9B da proposta de PDIRD-E 2018 (Figura 3-1). 5 O modelo descrito no Anexo 9B, fundamenta a construção a matriz teórica e classifica ainda cada grupo de programas de investimento em: investimento obrigatório (90 M ), e dentro do investimento de iniciativa da empresa apresenta as seguintes classes: investimento estruturante (208 M ); investimento corrente programável (103 M ) e investimento corrente urgente (46 M ) 22

27 Figura 3-1 Matriz de Contribuição dos Programas Investimento para os Vetores Estratégicos, a custos primários Fonte: ERSE, EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) 23

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29 Na Figura 3-2, ilustra-se a distribuição do investimento proposto pelo operador da RND no cenário 2 (investimento específico a custos primários), de acordo com os diferentes vetores estratégicos de investimento, ilustrando-se de seguida como cada programa contribui para esse vetor. Figura 3-2 Distribuição do investimento específico a custos primários por vetores (cenário 2 - proposto) 447 M Fonte: ERSE, EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) A proposta de PDIRD-E 2018 tem assim um forte peso no vetor Qualidade de Serviço Técnica, com cerca de 40% do total do investimento proposto, sendo o principal pilar na decisão de investimento pelo operador da RND, como demonstra o fato de ser o vetor com mais programas de investimento associado. Segundo o operador da RND, este é o principal driver de diferenciação dos 3 cenários propostos para o horizonte Todos os restantes vetores 6 não apresentam variações tão significativas entre cenários MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO TÉCNICA Pela sua importância, como descrito no ponto anterior, o vetor Qualidade de Serviço técnica merece uma análise mais aprofundada. No seu essencial, e segundo o operador da RND, o investimento no vetor Qualidade de Serviço Técnica é orientado para a redução das assimetrias existentes entre regiões, melhorando as zonas de pior qualidade 6 O Vetor Acesso a Novos Serviços apresenta uma variação de cerca de 4% entre o cenário 3 de maior investimento e o cenário 2 (proposto pelo ORD), mas representa apenas 6% do investimento total específico. Por seu lado, o vetor Segurança de Abastecimento representa cerca de 20% do investimento total, mas não apresenta oscilações significativas entre cenários. 25

30 de serviço e procurando manter controlado o risco de degradação das melhores, atenuando-se desta forma as assimetrias existentes. Para além destes objetivos, e satisfazendo sempre as exigências do Regulamento de Qualidade de Serviço (RQS), os investimentos são selecionados ainda com o objetivo de (1) Evitar a degradação significativa da qualidade de serviço técnica global ; (2) Aumentar da resiliência da rede, em especial das redes aéreas em zonas mais expostas a eventos meteorológicos excecionais ; (3) Reduzir o número de interrupções breves e (4) Assegurar a qualidade da onda de tensão. A proposta de PDIRD-E 2018 apresenta um investimento no vetor Qualidade de serviço, a custos primários, que oscila entre cerca de 150 M no cenário de menor investimento e 215 M no cenário de maior investimento. Associado a este nível de investimento, cada cenário é caracterizado pelo desempenho esperado da QS Técnica. Na tabela seguinte apresenta-se o valor do investimento proposto pelo Operador da RND para cada cenário no vetor Qualidade de Serviço Técnica; e o respetivo desempenho esperado. Quadro 3-1 Qualidade de Serviço esperada para cada cenários de investimento proposto Cenário 1 152,8 M - Degradação da QS global esperada (6min. NC=50%) - Continuar a redução das assimetrias, melhorando as piores zonas mas admitindo degradação nas melhores Cenário 2 178,7 M - Degradação da QS global esperada (3,5min. NC=50%) - Continuar a redução das assimetrias, melhorando as zonas pior servidas e procurando manter controlado o risco de degradação das melhores Cenário 3 217,3 M - Manutenção da QS global esperada nos níveis atuais (0min. NC=50%) - Continuar a redução das assimetrias, melhorando as zonas pior servidas e com menor risco de degradação das melhores (do que no cenário 2) Fonte: ERSE, EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) Ainda que o vetor Qualidade de Serviço tenha um peso de 40% no total do investimento, o operador da RND após analisar os objetivos de cada vetor estratégico e o risco de não concretização dos mesmos, refere que: dos três cenários de investimento analisados, é proposta a adoção do cenário 2 (nível de investimento intermédio), por ser o que melhor garante a eficiência dos investimentos que dão resposta aos seguintes objetivos: Garantir que, mesmo para cenários mais pessimistas de crescimento do consumo, não se verifique um contributo para o agravamento da tarifa (conforme detalhado mais a frente neste sumário executivo). 26

31 Prosseguir com o plano de redução de assimetrias, melhorando as zonas pior servidas e procurando manter controlado o risco de degradação das melhor servidas. Manter a qualidade de serviço global dentro da zona de incentivos à melhoria da qualidade de serviço. com um nível de risco global considerado tolerável. A Figura 3-3 apresenta, para o cenário 2, a desagregação do investimento no vetor Qualidade de Serviço Técnica pelos principais programas de investimento propostos pelo Operador da RND para atingir os objetivos propostos. Figura 3-3 Desagregação do investimento no vetor QST por programa de investimento, a custos primários Fonte: ERSE, EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) Tendo em conta os níveis globais de qualidade de serviço já alcançados no passado em resultado dos investimentos realizados ao longo dos últimos anos, com um valor estimado de SAIDI em 2017 de 71,5 minutos, o operador da RND determinou qual o investimento mínimo necessário para manter esses níveis de Qualidade de Serviço. Na proposta de PDIRD-E 2018, o operador da RND propõe um cenário intermédio de investimento (cenário 2) com um montante associado de cerca de178 M, o qual não permite a manutenção dos níveis alcançados no passado, assumindo uma degradação esperada da Qualidade de Serviço Global (SAIDI MT) em cerca de 3,5minutos, ainda que assuma, para esse cenário, uma forte preocupação com a redução de assimetrias e de melhoria dos clientes pior servidos. 27

32 No entanto, o operador da RND apresenta em alternativa ao cenário 2 as condições para garantir a manutenção da QST já alcançada no passado, incluindo um cenário 3 com um montante adicional de investimento de cerca de 38 M. Questão 2 Face aos níveis de qualidade de serviço já alcançados no passado, como interpreta esta opção do operador da RND em degradar os níveis globais de Qualidade de Serviço (SAIDI MT)? Deveria o Operador da RND optar por uma proposta que garantisse a manutenção dos níveis globais atuais e permitisse melhorar os clientes pior servidos sem aumentar o risco de deteriorar os melhor servidos, mesmo se esta proposta implicasse um aumento do valor do investimento? OUTROS VETORES Para além do investimento no vetor Qualidade de Serviço Técnica, que representa 40% do investimento total a custos primários (178 M ), o Operador da RND propõe no cenário 2, igualmente a custos primários, cerca de 270 M em investimento específico nos restantes vetores estratégicos: Segurança de Abastecimento (104 M ), Eficiência de Rede (39 M ), Eficiência Operacional (58 M ) e Acesso a Novos Serviços (27 M ). O restante investimento específico não alocado a nenhum vetor estratégico totaliza 40 M. De entre estes vetores, o vetor Segurança de Abastecimento é um vetor particularmente importante, com 25% do total investido, e diretamente relacionado com a gestão de recursos que garantam as condições de entrega e receção de energia elétrica a consumidores e produtores, no respeito de critérios e padrões de segurança. Com o objetivo de cumprir esses critérios de planeamento, o Operador da RND deve assegurar o planeamento da RND com o planeamento da RNT, garantindo a coerência entre as suas ligações. Esta coordenação é importante quer do ponto de vista da criação de condições para aumento de capacidade de receção de nova produção renovável que se ligue na RND, quer do ponto de vista da segurança de abastecimento e apoio aos consumos da RND. O operador da RND propõe no horizonte da proposta de PDIRD-E 2018, até 2023, a abertura de 2 novos pontos injetores, em Vila Nova de Famalicão (Minho) e em Divor (Alentejo), justificados pelo crescimento dos consumos e pelas características da atual rede de AT, com extensões elevadas, reduzindo a flexibilidade 28

33 e a segurança do abastecimento. Ambos os projetos são articulados com o operador da RNT na medida em que estes pontos injetores fazem parte de eixos a 400 kv, classificados como projetos complementares inseridos no PDIRT-E 2017, recentemente aprovado pelo Governo. Do lado do desenvolvimento da capacidade de receção, o Operador da RND afirma que a capacidade da RND acompanha a capacidade da RNT, sendo que em 88% das subestações da RNT a capacidade da RND é superior, não constituindo uma restrição à ligação de nova produção. Assim, a proposta de PDIRD-E 2018 não propõe novos investimentos para aumentar a capacidade de receção, ainda que os investimentos propostos em novas subestações, motivado pelos vetores qualidade de serviço ou eficiência de rede possa acrescentar nova capacidade BENEFÍCIOS NÃO MONETIZADOS Na proposta de PDIRD-E 2018, o operador da RND descreve os principais impactos e benefícios associados aos vários vetores estratégicos, quantificando nas fichas individuais de cada projeto (anexo 8) os benefícios esperados ao longo da sua vida útil contabilística. No entanto, apenas realiza este exercício no que diz respeito à Energia não distribuída (vetor QST) e redução de perdas (vetor Eficiência de Rede), apresentando os benefícios esperados em termos de grandezas físicas e monetizando os mesmos. Relativamente aos benefícios associados ao vetor Eficiência Operacional, designadamente a redução de custos operacionais, e outros benefícios associado ao vetor Acesso a novos Serviços, tais como melhorar a capacidade de resposta do ORD, desenvolvendo condições de rede que permitam aos utilizadores da RND o acesso a novos serviços de rede, facilitando a participação de forma ativa no desenvolvimento da RND, o ORD refere que se mantém em desenvolvimento, com o INESC TEC, o estudo da metodologia de identificação e quantificação dos benefícios associados a este vetor (anexo 9.B), acrescentando ainda que Está prevista a entrega do estudo antes da apresentação do próximo PDIRD-E 2020, com a respetiva inclusão dos resultados nesse Plano. Estes dois vetores, cujos benefícios não são monetizados, totalizam cerca de 85M (cenário 2), o que representa 19% do investimento total específico a custos primários. Face a esta quantificação e monetização parcial dos benefícios, assumida pelo operador da RND, não se identifica na proposta de PDIRD-E 2018 qualquer metodologia ou ponderação entre benefícios monetizados e não monetizados na tomada de decisão do operador da RND no processo de seleção das melhores alternativas para atingir os objetivos propostos para cada vetor estratégico de investimento. 29

34 Questão 3 Em sua opinião, na tomada de decisão sobre a realização de investimentos nas redes de distribuição em AT e MT, como devem ser avaliados e quantificados os benefícios de forma a poder efetuar-se uma análise de custo-benefício dos investimentos propostos? 3.2 DISCUSSÃO SOBRE O PAPEL FUTURO DA RND O nível de investimento e o planeamento da rede de distribuição não pode ser dissociado da visão estratégica do Estado sobre o setor energético, bem como do papel esperado dos operadores das redes face ao desenvolvimento tecnológico da sociedade. Neste ponto é essencial ter presente os objetivos assumidos pelo Estado no âmbito da Comunidade Europeia e internacional, relativos à defesa do clima e do plano de ação à mitigação das consequências das alterações climáticas. Destacam-se as metas definidas para a política climática e energética 7, que visa atingir, até 2030, uma redução de, pelo menos, 40% nas emissões de gases com efeito de estufa em comparação com os níveis de 1990, um aumento para 32 % da quota-parte das energias renováveis no consumo de energia e uma melhoria de 32,5 % na eficiência energética. Qualquer destes três objetivos é impactante no desenvolvimento da rede de distribuição, em particular, pelo espectável aumento da quota de produção por fontes de energia renovável na rede, de uma maior descentralização da produção, pela alteração do papel do consumidor final da energia atuando também como produtor, por um incremento acentuado da eficiência energética e pela adoção de novas formas de conversão e gestão de energia como sejam a mobilidade elétrica e o armazenamento distribuído. O papel dos consumidores enquanto agentes de promoção da eficiência energética está diretamente dependente da qualidade da informação recebida essencial à utilização da rede pelos consumidores, bem como do nível de conectividade e digitalização disponível da rede de distribuição, que possibilite a inovação e a tomada de decisão em função de critérios de eficiência. Neste ponto, é fundamental a discussão e clarificação das funções do operador da rede na disponibilização de informação aos consumidores e a empresas prestadoras de serviços, bem como a redefinição dos papéis de cada agente no setor. A produção descentralizada e renovável, por exemplo, permite que o consumidor seja também produtor de energia 7 Os valores identificados para as metas resultam das metas adotadas no âmbito do Pacote Energia limpa para todos os Europeus, aprovado pela COM 2016/860 30

35 elétrica e possa disponibilizar serviços de sistema ao operador da rede, em determinadas condições. Esta realidade, que se antecipa que se expandirá, complexifica o relacionamento comercial entre as partes e abre caminho à existência de outros agentes, tais como, os agregadores e as comunidades energéticas, perspetivando-se alterações na forma de regulação do setor 8. Igualmente incontornável na reflexão do papel do operador da RND 9 são os objetivos definidos no pacote legislativo denominado «Energia Limpa para Todos os Europeus» (COM/2016/860), com o objetivo de manter a competitividade da União Europeia enquanto a transição para energia limpa provoca mudanças nos mercados energéticos mundiais. O pacote inclui oito propostas legislativas, destacando-se, novamente, a eficiência energética, o desempenho energético dos edifícios e as energias renováveis. Importa salientar que em dezembro de 2018 esta proposta já obteve acordo político necessário para alterar as Diretivas e Regulamentos europeus relativos à eletricidade 10. A nível nacional, deverá atender-se às conclusões resultantes da discussão pública do PNEC Plano Nacional Energia e Clima 11, que estabelece linhas de atuação para e dos demais planos que com este se articulam, designadamente, o Roteiro para Neutralidade Carbónica e o Plano Nacional de Investimentos São iniciativas que apresentam uma visão integrada da economia e dos setores de atividades visando atingir com sucesso e de forma sustentável a transição energética necessária. Destes planos resultam como objetivos, ao nível do consumo de energia: a eficiência energética, a eletrificação dos consumos, o incremento da produção de energia renovável, a descentralização da produção e a introdução de fatores de consumo relevantes, tais como, o carro elétrico e o armazenamento de energia. O desempenho e o desenvolvimento destes elementos serão essenciais para iluminar sobre as melhores opções de investimento das redes de distribuição. 8 Uma visão interessante sobre a forma de regulação dos operadores da rede distribuição, inclusive visando a inovação, poderá ser consultada no estudo do CEER Incentives Schemes for Regulating Distribution System Operators, including for innovation, disponível em 9 Importa referir o relatório do CEER, The Future Role of DSO, de 2015, que continua atual, designadamente nas fronteiras que define para o papel dos operadores de rede (por exemplo, não podem obstaculizar as soluções de mercado, nem porem em causa a proteção dos dados dos consumidores), bem como nos desafios que perspetiva para essas empresas, enquanto facilitadores de mercado e na gestão de um sistema significativamente mais complexo. 10 Mais informação em 11 Disponível em 12 Disponível em 13 Disponível em 31

36 A nível europeu está em curso um processo de adequação do quadro legal e do funcionamento dos mercados e das redes elétricas, de modo a que os consumidores passem a ser agentes ativos e, através de um comportamento mais flexível, exerçam a sua influência nos mercados e na gestão das redes. Esta visão, partilhada por várias instituições europeias (Comissão Europeia, ACER e CEER), leva à necessidade de equacionar a estrutura atual do setor elétrico e a forma como as redes são planeadas e operadas. Neste novo paradigma, é expectável que uma participação ativa dos consumidores altere a utilização da capacidade atualmente instalada nas redes, podendo reduzir assim a necessidade de novos investimentos de reforço de capacidade. Questão 4 Como poderá o planeamento da RND considerar as alterações previsíveis de utilização das redes, nomeadamente as resultantes da eficiência energética, da penetração de produção a partir de fontes de energias renováveis, da participação ativa dos consumidores e dos novos sistemas de utilização e gestão de energia? REDES INTELIGENTES Na proposta de PDIRD-E 2018, o Operador da RND propõe um conjunto de projetos de investimento associado a Redes Inteligentes e que totaliza cerca de 100 milhões de euros, dos quais cerca de 30 milhões de euros dizem respeito ao programa de Investimento Inovador, com o restante montante associado a outros programas transversais a vários vetores, como a Qualidade de Serviço Técnica e a Eficiência Operacional. Figura 3-4 Investimento em redes inteligentes, a custos primários (cenário 2 proposto) Fonte: EDP Distribuição (Proposta de PDIRD-E 2018) 32

37 O principal investimento classificado como inovador proposto pelo operador da RND diz respeito à instalação de DTC (Distribution Transformer Controller), com um total que ascende a 24 M, correspondente à instalação de novos DTC. A instalação de DTC foi proposta pela primeira vez no PDIRD-E 2014, no âmbito do projeto InovGrid como instrumento para aumentar a capacidade de supervisão e controlo das redes em MT e BT, e desempenhando ainda o papel de concentrador de dados provenientes das EB (Energy Box). Segundo o operador este duplo papel do DTC permite sinergias face a soluções separadas. Os DTC permitem assim acrescentar benefícios não só ao nível da RND, mas igualmente ao nível das redes em BT. Segundo o Operador da RND, permitem por exemplo: O aumento da capacidade de planeamento e gestão das redes BT devido ao conhecimento detalhado dos perfis de tensão na rede BT e das correntes por fase, permitindo: - a redução das perdas por otimização dos perfis de tensão nas redes BT e por equilíbrio da distribuição de cargas entre fases; - uma melhor gestão da rede, com reflexo positivo no investimento e manutenção da rede; - maior capacidade de lidar com cenários de crescimento rápido de recursos distribuídos como microprodução e veículos elétricos, dado que passa a ser possível identificar com grande granularidade o seu impacto sobre correntes e tensões em cada rede BT O Operador da RND, ao longo da proposta de PDIRD-E, e em particular no Anexo 8 (Ficha n.º 24) identifica os diferentes benefícios esperados com a instalação dos DTC, sem, contudo, especificar como estes investimentos devem ser alocados a cada uma das redes (MT e BT), referindo apenas que os equipamentos serão instalados em postos de transformação. Questão 5 Tendo em conta o papel atribuído dos DTC na otimização, quer das redes em MT, quer das redes em BT, como deve ser alocado, por tipo de rede ou nível de tensão, o investimento nestes equipamentos instalados em postos de transformação? Deve o investimento ser alocado na totalidade à RND (AT/MT), ou deve ser adotada uma metodologia de repartição de investimentos que reflita os benefícios acrescentados a cada nível de tensão? 33

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39 ANEXO - DOCUMENTAÇÃO DE SUPORTE À CONSULTA PÚBLICA Os documentos e diplomas legais que suportam a presente Consulta Pública são os seguintes: Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição para o período 2019 a 2023 (PDIRD-E 2018), elaborado pela EDP Distribuição. Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional , de janeiro de 2017, emitido pela Direção Geral de Energia e Geologia. Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, com a redação dada pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro, e posteriormente alterado pela Lei n.º 42/2016, de 28 de dezembro, que estabelece as bases gerais da organização e funcionamento do sistema elétrico nacional (SEN), bem como as bases gerais aplicáveis ao exercício das atividades de produção, transporte, distribuição e comercialização de eletricidade e à organização dos mercados de eletricidade, transpondo para a ordem jurídica nacional os princípios da Diretiva n.º 2009/72/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho. Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, com a redação dada pelo Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro, que estabelece o regime jurídico aplicável às atividades de produção, transporte, distribuição e comercialização de eletricidade, bem como à operação logística de mudança de comercializador, à organização dos respetivos mercados e aos procedimentos aplicáveis ao acesso àquelas atividades, no desenvolvimento dos princípios constantes do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, na redação dada pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro, completando a transposição da Diretiva n.º 2009/72/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho. Portaria n.º 133/2015, de 15 de maio, que altera a Portaria n.º 243/2013, de 2 de agosto, que estabelece os termos, condições e critérios de atribuição da reserva de capacidade de injeção de potência na rede elétrica de serviço público (RESP), bem como do licenciamento da atividade de produção de energia elétrica no âmbito do regime especial da remuneração garantida, respetivos prazos de duração, condições de manutenção e de alteração, concretizando o disposto no Decreto- Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto. Portaria n.º 596/2010, de 30 de junho, que aprova, no anexo II o Regulamento da Rede de Distribuição (RRD). Decreto-Lei n.º 232/2007, de 15 de junho, com as alterações conferidas pelo Decreto-Lei n.º 58/2011, de 4 de maio, que estabelece o regime a que fica sujeita a avaliação dos efeitos de 35

40 determinados planos e programas no ambiente, transpondo para o ordenamento jurídico nacional as Diretivas 2001/42/CE, de 27 de junho, e 2003/35/CE, de 26 de maio, ambas do Parlamento Europeu e do Conselho. Resolução do Conselho de Ministros n.º 93/2010, de 26 de novembro, que reitera a necessidade da elaboração do Programa Nacional para as Alterações Climáticas para o período (PNAC 2020), com a perspetiva de consolidar e reforçar as políticas, medidas e instrumentos de caráter sectorial previstos no PNAC 2006 e Novas Metas Despacho n.º 2441/2014, de 14 de fevereiro, cria um grupo de trabalho do PNAC 2020 para acompanhamento da sua elaboração atendendo ao seu carater intersectorial. Resolução do Conselho de Ministros n.º 20/2013, de 10 de abril, que estabelece, entre outros aspetos, a aprovação do Plano Nacional de Acão para a Eficiência Energética para o período (Estratégia para a Eficiência Energética PNAEE 2016) e do Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis para o período (Estratégia para as Energias Renováveis PNAER 2020). Decreto-Lei n.º 141/2010, de 31 de dezembro, alterado e republicado pelo Decreto-Lei n.º 39/2013, de 18 de março, que transpõe parcialmente a Diretiva 2009/28/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de abril, relativa a promoção da utilização de energia proveniente de fontes renováveis. Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de novembro, na redação atual, resultante da republicação pelo Decreto-Lei n.º 25/2013 de 19 de fevereiro, que estabelece o regime jurídico da microprodução revogado pelo Decreto-Lei nº 153/2014, de 20 de outubro. Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de março, na redação atual, resultante da republicação pelo Decreto- Lei n.º 25/2013 de 19 de fevereiro, que estabelece o regime jurídico da miniprodução, revogado pelo Decreto-Lei nº 153/2014, de 20 de outubro. Decreto-Lei n.º 39/2010, de 26 de abril, na redação atual, resultante da republicação alterado pelo Decreto-Lei n.º 170/2012, de 1 de agosto, que regula a organização, o acesso e o exercício das atividades de mobilidade elétrica e procede ao estabelecimento de uma rede piloto de mobilidade elétrica e a regulação de incentivos a utilização de veículos elétricos. 36

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42 Rua Dom Cristóvão da Gama n.º 1-3.º Lisboa Tel.: Fax: