CARACTERIZAÇÃO DA PROCURA DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2015

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1 CARACTERIZAÇÃO DA PROCURA DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2015 Dezembro 2014 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

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

3 Índices ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Balanço de energia elétrica para o Continente Balanço de energia elétrica para a Região Autónoma dos Açores Balanço de energia elétrica para a Região Autónoma da Madeira Consumos e número de consumidores de energia elétrica em Portugal PROCURA CONSIDERADA NAS TARIFAS DO OPERADOR DA REDE DE TRANSPORTE Tarifa de Uso Global do Sistema Tarifas de Uso da Rede de Transporte PROCURA CONSIDERADA NAS TARIFAS DOS OPERADORES DAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO Fatores de simultaneidade nas redes Tarifa de Uso Global do Sistema Tarifas de Uso da Rede de Transporte Tarifas de Uso da Rede de Distribuição PROCURA CONSIDERADA NAS TARIFAS DO COMERCIALIZADOR DE ÚLTIMO RECURSO Tarifa Transitória de Energia Tarifas de Comercialização PROCURA CONSIDERADA NAS TARIFAS TRANSITÓRIAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS Quantidades consideradas nas tarifas transitórias de Venda a Clientes finais de Portugal continental Caracterização do consumo nas tarifas transitórias de Venda a Clientes finais de Portugal continental Média Tensão Baixa Tensão Especial Baixa Tensão Normal (>20,7 kva) Baixa Tensão Normal ( 20,7 kva) Caracterização da potência contratada em Baixa Tensão Normal PROCURA RELATIVA ÀS ENTREGAS A CLIENTES DO MERCADO LIBERALIZADO Quantidades consideradas no mercado liberalizado Caracterização do consumo dos clientes no mercado Muito Alta Tensão Alta Tensão Média Tensão i

4 Índices Baixa Tensão Especial Baixa Tensão Normal (>20,7 kva) Baixa Tensão Normal ( 20,7 kva) PROCURA CONSIDERADA NAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Quantidades consideradas nas tarifas de Venda a Clientes Finais na Região Autónoma dos Açores Caracterização do consumo nas tarifas de Venda a Clientes Finais na Região Autónoma dos Açores Média Tensão Baixa Tensão Especial Baixa Tensão Normal (>20,7 kva) Baixa Tensão Normal ( 20,7 kva) Caracterização da potência contratada da RAA em Baixa Tensão Normal PROCURA CONSIDERADA NAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA Quantidades consideradas nas tarifas de Venda a Clientes Finais na Região Autónoma da Madeira Caracterização do consumo nas tarifas de Venda a Clientes Finais na Região Autónoma da Madeira Média Tensão Baixa Tensão Especial Baixa Tensão Normal (>20,7 kva) Baixa Tensão Normal ( 20,7 kva) Caracterização da potência contratada da RAM em Baixa Tensão Normal PERFIS DE CONSUMO Diagrama de Carga em BTE Diagrama de Carga em BTN Tri-horária (>20,7 kva) Diagrama de Carga em BTN Tri-horária ( 20,7 kva) Diagrama de Carga em BTN Bi-horária Diagrama de Carga em BTN Simples FATORES DE AJUSTAMENTO PARA PERDAS NAS REDES Fatores de ajustamento para perdas nas redes Fatores de ajustamento para perdas nas redes de Portugal continental Fatores de ajustamento para perdas nas redes da Região Autónoma dos Açores Fatores de ajustamento para perdas nas redes da Região Autónoma da Madeira PERÍODOS HORÁRIOS ii

5 Índices ÍNDICE DE FIGURAS Figura Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão... 5 Figura Evolução do consumo referido à emissão em Portugal continental... 8 Figura Diagrama de carga anual retangularizado da UGS em Figura Diagrama de carga anual retangularizado da tarifa de URT em Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta nas tarifas de URT Figura Diagrama de carga anual retangularizado da tarifa de UGS em Figura Diagrama de carga anual retangularizado da tarifa de URT em Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta nas tarifas de URT Figura Diagrama de carga anual retangularizado da tarifa de URD em Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta nas tarifas URD Figura Diagrama de carga anual retangularizado da tarifa transitória de energia Figura Diagrama de carga dos clientes em MT, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta por opção tarifária, em MT Figura Diagrama de carga dos clientes de BTE, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta por opção tarifária, em BTE Figura Diagrama de carga dos clientes de BTN (>20,7 kva), discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura Diagrama de carga dos clientes de BTN ( 20,7 kva), discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura Distribuição de clientes, por opção tarifária e por escalão de potência (BTN>20,7 kva) Figura Distribuição de clientes, por opção tarifária e por escalão de potência (BTN 20,7 kva) Figura Distribuição de consumo por opção tarifária e por escalão de potência (BTN>20,7 kva) Figura Distribuição de consumo por opção tarifária e por escalão de potência (BTN 20,7 kva) Figura Utilização da potência contratada por escalão de potência e por opção tarifária (BTN>20,7 kva) Figura Utilização da potência contratada por escalão de potência e por opção tarifária (BTN 20,7 kva) Figura Diagrama de carga dos clientes no mercado liberalizado em MAT, discriminado por período tarifário Figura Potências médias anuais, contratada e em horas de ponta dos clientes no mercado liberalizado em MAT Figura Diagrama de carga dos clientes no mercado liberalizado em AT, discriminado por período tarifário Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta dos clientes no mercado liberalizado em AT iii

6 Índices Figura Diagrama de carga dos clientes no mercado liberalizado em MT, discriminado por período tarifário Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta dos clientes no mercado liberalizado em MT Figura Diagrama de carga dos clientes no mercado liberalizado em BTE, discriminado por período tarifário Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta dos clientes no mercado liberalizado em BTE Figura Diagrama de carga dos clientes no mercado liberalizado em BTN> Tri-horária, discriminado por período tarifário Figura Distribuição de clientes no mercado liberalizado por escalão de potência contratada (BTN>20,7 kva) Figura Distribuição de consumo no mercado liberalizado por escalão de potência contratada (BTN>20,7 kva) Figura Utilização da potência contratada por escalão de potência dos clientes no mercado liberalizado (BTN>20,7 kva) Figura Diagrama de carga dos clientes no mercado liberalizado em BTN< 20,7 kva, discriminado por período horário e por opção tarifária Figura Distribuição de clientes no mercado liberalizado, por opção tarifária e por escalão de potência (BTN 20,7 kva) Figura Distribuição de consumo no mercado liberalizado, por opção tarifária e por escalão de potência (BTN<20,7 kva) Figura Utilização da potência contratada por opção tarifária e escalão de potência dos clientes no mercado liberalizado (BTN<20,7 kva) Figura Diagrama de carga dos clientes da tarifa de MT, discriminado por posto horário Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta da tarifa tetra-horária em MT Figura Diagrama de carga dos clientes da tarifa tetra-horária em BTE, discriminado por posto horário Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta da tarifa tetra-horária em BTE Figura Diagrama de carga dos clientes de BTN (>20,7 kva), discriminado por posto horário e por opção tarifária, na RAA Figura Diagrama de carga dos clientes de BTN ( 20,7 kva), discriminado por posto horário e por opção tarifária, na RAA Figura Distribuição dos clientes, por opção tarifária e por escalão de potência (BTN>20,7 kva), na RAA Figura Distribuição dos clientes, por opção tarifária e por escalão de potência (BTN 20,7 kva), na RAA Figura Distribuição do consumo por opção tarifária e por escalão de potência de BTN (>20,7 kva), na RAA Figura Distribuição do consumo por opção tarifária e por escalão de potência de BTN ( 20,7 kva), na RAA Figura Utilização da potência contratada por escalão de potência e por opção tarifária BTN (>20,7 kva), na RAM Figura Utilização da potência contratada por escalão de potência e por opção tarifária BTN ( 20,7 kva), na RAM iv

7 Índices Figura Diagrama de carga dos clientes de MT, discriminado por posto horário Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta da tarifa tetra-horária em MT Figura Diagrama de carga dos clientes de BTE, discriminado por posto horário Figura Potências média anual, contratada e em horas de ponta da tarifa tetra-horária em BTE Figura Diagrama de carga dos clientes de BTN (>20,7 kva), discriminado por posto horário, na RAM Figura Diagrama de carga dos clientes de BTN ( 20,7 kva), discriminado por posto horário e por opção tarifária, na RAM Figura Distribuição dos clientes, por opção tarifária e por escalão de potência de BTN (>20,7 kva), na RAM Figura Distribuição dos clientes, por opção tarifária e por escalão de potência de BTN ( 20,7 kva), na RAM Figura Distribuição do consumo por opção tarifária e por escalão de potência de BTN (>20,7 kva), na RAM Figura Distribuição do consumo por opção tarifária e por escalão de potência de BTN ( 20,7 kva), na RAM Figura Utilização da potência contratada por escalão de potência e por opção tarifária BTN (>20,7 kva), na RAM Figura Utilização da potência contratada por escalão de potência e por opção tarifária BTN ( 20,7 kva), na RAM Figura Perfil de consumo para BTE em Figura Perfil de consumo para BTN Classe A em Figura Perfil de consumo para BTN Classe B em Figura Perfil de consumo para BTN Classe C em v

8 Índices ÍNDICE DE QUADROS Quadro Evolução do fornecimento de energia elétrica considerado em tarifas... 3 Quadro Evolução do número de consumidores no período 2012 a Quadro Evolução dos fornecimentos de energia elétrica no período 2012 a Quadro Previsões da emissão para a rede pública em Portugal continental para 2012 a Quadro Previsões da procura de eletricidade na rede pública em Portugal continental para 2012 a Quadro Aquisições do comercializador de último recurso para satisfação da procura de 2012 a Quadro Balanço de energia elétrica da EDA Quadro Balanço de energia elétrica da EEM Quadro Consumos e consumidores de energia elétrica em Portugal Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de UGS do operador da rede de transporte Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URT MAT do ORT Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URT AT do ORT Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URT aplicável aos produtores em MAT, AT e MT, do ORT Quadro Resumo das quantidades consideradas para o cálculo das tarifas por atividade dos operadores das redes de distribuição Quadro Coeficientes Potência contratada / Potência em horas de ponta de uso de redes para Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de Uso Global do Sistema Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URT MAT Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URT AT Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URD AT Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URD MT Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa de URD BT Quadro Quantidades utilizadas no cálculo da tarifa transitória de energia Quadro Quantidades utilizadas no cálculo das tarifas de comercialização aplicáveis aos fornecimentos em MT, BTE e BTN Quadro Resumo das quantidades consideradas para o cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em MAT, AT, MT, BTE e BTN do comercializador de último recurso Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso em MT Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso em BTE Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso em BTN (>20,7 kva) Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso em BTN (>20,7 kva) Sazonal vi

9 Índices Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso em BTN ( 20,7 kva e >2,3 kva) Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso em BTN ( 2,3 kva) Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso em BTN ( 20,7 kva) Sazonal Quadro Resumo das quantidades previstas para os clientes no mercado liberalizado Quadro Quantidades consideradas para o cálculo das tarifas aplicáveis aos clientes no mercado liberalizado em MAT Quadro Quantidades consideradas para o cálculo das tarifas aplicáveis aos clientes no mercado liberalizado em AT Quadro Quantidades consideradas para o cálculo das tarifas aplicáveis aos clientes no mercado liberalizado em MT Quadro Quantidades consideradas para o cálculo das tarifas aplicáveis aos clientes no mercado liberalizado em BTE Quadro Quantidades consideradas para o cálculo das tarifas aplicáveis aos clientes no mercado liberalizado em BTN (>20,7 kva) Quadro Quantidades consideradas para o cálculo das tarifas aplicáveis aos clientes no mercado liberalizado em BTN (<=20,7 kva e >2,3 kva) Quadro Quantidades consideradas para o cálculo das tarifas aplicáveis aos clientes no mercado liberalizado em BTN (<= 2,3 kva) Quadro Resumo das quantidades consideradas para o cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAA em MT Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAA em BTE Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAA em BTN (>20,7 kva) Tri-horária Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAA em BTN ( 20,7 kva e >2,3 kva) Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAA em BTN ( 2,3 kva) Quadro Resumo das quantidades consideradas para o cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAM em MT Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAM em BTE Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAM em BTN (>20,7 kva) Tri-horária Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAM em BTN ( 20,7 kva e >2,3 kva) Quadro Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais da RAM em BTN ( 2,3 kva) vii

10 Índices Quadro Segmentação de consumidores nos perfis de consumo tipo para BTN Quadro Repartição da energia de cada posto horário por período sazonal em BTE Quadro Repartição da energia de Vazio pelos postos horários Vazio Normal e Super Vazio em BTN Tri-horária (> 20,7 kva) Quadro Repartição da energia de cada posto horário por período sazonal em BTN Trihorária (> 20,7 kva) Quadro Repartição da energia de Vazio pelos postos horários Vazio Normal e Super Vazio em BTN Tri-horária ( 20,7 kva) Quadro Repartição da energia de cada posto horário por período sazonal em BTN Trihorária ( 20,7 kva) Quadro Repartição da energia de Fora de Vazio pelos postos horários Ponta e Cheias em BTN Bi-horária Quadro Repartição da energia de Vazio pelos postos horários Vazio Normal e Super Vazio em BTN Bi-horária Quadro Repartição da energia de cada posto horário por período sazonal em BTN Bihorária Quadro Repartição da energia simples por cada posto horário e respetivo período sazonal em BTN Simples Quadro Fatores de ajustamento para perdas nas redes de Portugal continental Quadro Fatores de ajustamento para perdas nas redes da Região Autónoma dos Açores Quadro Fatores de ajustamento para perdas nas redes da Região Autónoma da Madeira Quadro 12-1 Tipologia de ciclos de contagem para efeitos de definição dos períodos horários Quadro Ciclo diário em Portugal Continental Quadro Ciclo Semanal em Portugal Continental Quadro Ciclo Diário na RAA e na RAM Quadro Períodos horários para as tarifas de energia elétrica em viii

11 Introdução 1 INTRODUÇÃO No presente documento apresentam-se as quantidades consideradas no cálculo das seguintes tarifas: tarifas por atividade do operador da rede de transporte, tarifas por atividade dos operadores das redes de distribuição (que determinam as tarifas de Acesso às Redes), tarifas por atividade do comercializador de último recurso, tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em Portugal continental e tarifas de Venda a Clientes Finais aplicáveis aos fornecimentos da Região Autónoma dos Açores (RAA) e da Região Autónoma da Madeira (RAM), para vigorar em São também descritos os pressupostos considerados para efeitos da definição dos diagramas de carga tipo utilizados no cálculo das tarifas, de acordo com o Regulamento Tarifário. Ao longo do documento, os clientes de comercializadores em mercado e os clientes com estatuto de agente de ofertas designar-se-ão clientes no mercado liberalizado. As entregas a estes clientes, conjuntamente com as entregas aos clientes da tarifa transitória de Venda a Clientes Finais (Portugal continental) e da tarifa de Venda a Clientes Finais (Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira) condicionam o cálculo das tarifas por atividade dos operadores das redes de distribuição e por consequência das tarifas de Acesso às Redes. Na procura dos comercializadores de último recurso em Portugal continental considerou-se que as tarifas reguladas de Venda a Clientes Finais foram extintas a 1 de janeiro de 2013, nos termos do Decreto-Lei n.º 75/2012, de 26 de março, passando-se a aplicar tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais. O presente documento está organizado da seguinte forma: No capítulo 2 apresenta-se a caracterização da procura agregada de energia elétrica, em Portugal continental e nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira. No capítulo 3 apresentam-se as quantidades consideradas para efeito de cálculo das tarifas por atividade a aplicar pelo operador da rede de transporte. No capítulo 4 apresentam-se as quantidades consideradas para efeito de cálculo das tarifas por atividade dos operadores das redes de distribuição. No capítulo 5 apresentam-se as quantidades consideradas para efeito de cálculo das tarifas por atividade do comercializador de último recurso. No capítulo 6 apresentam-se as quantidades consideradas para efeito de cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais de Portugal continental. No capítulo 7 apresentam-se as quantidades entregues a clientes no mercado liberalizado em Portugal continental. Nos capítulos 8 e 9 apresentam-se as quantidades consideradas para efeito de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA e da RAM, respetivamente. 1

12 Introdução No capítulo 10 apresentam-se os perfis de consumo a utilizar nas opções tarifárias de BT. No capítulo 11 apresentam-se os fatores de ajustamento para perdas nas redes de transporte e distribuição (no termos do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações). No capítulo 12 apresentam-se os períodos tarifários de entrega de energia elétrica correspondentes a cada ciclo de contagem. Da informação apresentada neste documento de Caracterização da Procura de energia elétrica em 2015 importa realçar os seguintes aspetos: a) Verifica-se que o consumo referido à emissão considerado pela ERSE para 2015 ( GWh) é superior ao apresentado pela REN e ao consumo referido à emissão correspondente aos fornecimentos previstos pela EDP Distribuição. Nota-se, contudo, que as previsões de consumo feitas mais recentemente quer pela REN quer pela EDP Distribuição, consideram valores mais elevados do que os apresentados em junho. Não obstante, com os pressupostos assumidos pela ERSE, a previsão do consumo para 2015 situa-se, ainda, abaixo do ocorrido em b) A evolução do número de clientes em mercado livre é notoriamente influenciada pela extinção das tarifas reguladas de Venda a Clientes Finais. Atualmente estamos perante a aproximação de uma total migração para o mercado livre por parte dos clientes de AT e MT, já que todos os clientes em MAT se encontram no mercado livre. No caso da BTN a passagem dos clientes para o mercado livre é mais recente e acentuou-se nos últimos dois anos. c) Verifica-se uma evolução estável dos diagramas de carga visível na tipificação de quantidades para os vários tipos de fornecimento. d) A tarifa Bi-horária tem um peso bastante significativo no total dos consumos em BTN, representando um valor de 25,7% em Portugal continental. Nas Regiões Autónomas estes valores são mais reduzidos com pesos relativos de 3,2% e 11,5%, na Região Autónoma dos Açores e na Região Autónoma da Madeira, respetivamente. e) Na Região Autónoma dos Açores o peso da tarifa Tri-horária, no total dos consumos em BTN, é muito significativo (31,3%) e superior aos correspondentes valores em Portugal continental e na Região Autónoma da Madeira. f) São atualizados os perfis de consumo para a BTN e BTE, de acordo com os valores publicados pela Diretiva n.º 5/2014, de 16 de janeiro. g) São adotados os fatores de perdas registados em Nos anos 2014 e 2015 são adotados os valores previstos pelas empresas de distribuição e transporte de eletricidade. h) São mantidos os períodos horários atualmente em vigor. 2

13 Balanço de energia elétrica 2 BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Neste capítulo justificam-se os pressupostos considerados pela ERSE na definição do balanço de energia elétrica que suporta o cálculo das tarifas de energia elétrica para o ano de 2015, quer em Portugal continental, quer nas Regiões Autónomas. As quantidades globais assumidas têm como base a informação das previsões enviadas pelas empresas, no que respeita aos fornecimentos por nível de tensão, às quotas de consumo do mercado liberalizado, ao nível de perdas nas redes, bem como a análise realizada pela ERSE aos dados mais recentes do consumo de energia elétrica, do mercado liberalizado e aos indicadores sociais e económicos com impacto na procura de energia elétrica. 2.1 BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA PARA O CONTINENTE SÍNTESE DA EVOLUÇÃO DOS CONSUMOS PREVISTOS PARA OS ANOS 2014 E 2015 Na presente secção justifica-se a evolução das variáveis físicas que afetam a determinação dos proveitos permitidos e o cálculo das tarifas para O Quadro 2-1 apresenta a variação das quantidades consideradas para tarifas 2015 face aos valores do ano anterior, sendo visível um ligeiro acréscimo dos fornecimentos a clientes da ordem de 0,2%. Quadro Evolução do fornecimento de energia elétrica considerado em tarifas Fornecimentos de energia elétrica (GWh) Tarifas 2014 Tarifas 2015 T2015 / T2014 Fornecimentos CUR + ML ,2% MAT ,0% AT ,0% MT ,5% BTE ,0% BTN ,6% [1] Em 2014 e 2015 os consumos correspondentes à Iluminação Pública estão englobados na BTN. Os valores previstos para 2014 e 2015 do número de consumidores e respetivos consumos, desagregado por mercado regulado e mercado livre, são sintetizados no Quadro 2-2 e no Quadro 2-3, respetivamente. 3

14 Balanço de energia elétrica Quadro Evolução do número de consumidores no período 2012 a 2015 Número médio de consumidores 2012 real 2013 real % Tarifas E 2014 E / T2014 % 2014 E / 2013 real Tarifas 2015 T2015 / 2013 real N.º de consumidores no CUR ,2% ,2% -28,5% ,4% MAT ,7% ,0% 0-100,0% AT ,5% ,5% -49,7% 1-96,6% MT ,5% ,0% -42,0% ,7% BTE ,9% ,2% -42,2% ,0% BTN ,2% ,2% -28,5% ,3% IP ,0% N.º de consumidores no ML ,1% ,7% 75,3% ,0% MAT ,0% ,3% 0,0% 68 3,0% AT ,1% ,4% 5,1% 289 9,9% MT ,9% ,1% 8,0% ,9% BTE ,9% ,2% 13,6% ,3% BTN ,3% ,8% 77,1% ,2% N.º de consumidores CUR + ML ,5% ,0% -0,1% ,1% MAT ,0% ,3% -1,5% 68 1,5% AT ,6% ,9% 1,8% 290 3,4% MT ,1% ,0% 0,2% ,7% BTE ,4% ,1% 0,2% ,7% BTN ,4% ,0% -0,1% ,0% IP ,0% Quotas do ML 11,7% 27,4% 43,4% 48,1% 63,2% MAT 89,6% 98,5% 100,0% 100,0% 100,0% AT 80,2% 93,9% 96,5% 97,0% 99,8% MT 72,9% 84,5% 90,0% 91,0% 96,4% BTE 59,7% 76,1% 82,0% 86,2% 92,4% BTN 11,2% 26,9% 43,0% 47,7% 62,9% Quadro Evolução dos fornecimentos de energia elétrica no período 2012 a 2015 Fornecimentos de energia elétrica (GWh) 2012 real 2013 real % Tarifas E 2014E / T2014 % 2014 E / 2013 real Tarifas 2015 T2015 / 2013 real Fornecimentos CUR ,1% ,1% -35,7% ,9% MAT ,2% ,0% 0-100,0% AT ,6% 6 7 7,1% -89,3% 0-100,0% MT ,8% ,0% -49,6% ,9% BTE ,1% ,5% -42,8% ,4% BTN ,4% ,4% -33,9% ,4% IP ,0% Fornecimentos ML ,9% ,3% 17,5% ,9% MAT ,2% ,0% 3,6% ,7% AT ,6% ,1% 3,9% ,8% MT ,7% ,1% 3,5% ,9% BTE ,3% ,1% 10,6% ,7% BTN ,6% ,6% 73,9% ,6% Fornecimentos CUR + ML ,8% ,0% 0,5% ,7% MAT ,2% ,0% 1,5% ,5% AT ,5% ,1% 3,0% ,8% MT ,1% ,3% 0,1% ,3% BTE ,3% ,5% 0,6% ,1% BTN ,9% ,3% -0,3% ,4% IP [1] ,0% Quotas do ML (média ano) 55,7% 68,0% 77,0% 79,6% 89,6% MAT 96,2% 97,9% 100,0% 100,0% 100,0% AT 97,0% 99,0% 99,9% 99,9% 100,0% MT 89,3% 93,6% 96,0% 96,8% 98,8% BTE 70,3% 81,3% 90,0% 89,4% 94,6% BTN 11,0% 31,2% 50,7% 54,4% 76,3% 4

15 Balanço de energia elétrica Figura Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão 2013 real BTE (ML) % MAT (MR) 43 0% BTN (ML) % AT (MR) 64 0% MT (MR) 876 2% BTE (MR) 610 1% BTN e IP (MR) % CUR 32,0% MT (ML) % AT (ML) % MAT (ML) % ML 68,0% Tarifas 2014 MT (ML) % BTE (ML) % MAT (MR) 0 0% BTN (ML) % AT (MR) 6 0% AT (ML) % MT (MR) 545 1% BTE (MR) 330 1% BTN e IP (MR) % MAT (ML) % 2014E BTE (ML) % MT (ML) % BTN (ML) % AT (MR) MAT (MR) 0 0% 7 0% MT (MR) 442 1% AT (ML) % BTN e IP (MR) % BTE (MR) 349 1% MAT (ML) % CUR 23,0% ML 77,0% CUR 20,4% ML 79,6% Tarifas 2015 BTE (ML) % MT (ML) % MAT (MR) 0 0% BTN (ML) % AT (MR) 0 0% MT (MR) 168 0% BTE (MR) 180 0% BTN e IP (MR) % MAT (ML) % AT (ML) % CUR 10,4% ML 89,6% PRESSUPOSTOS METODOLÓGICOS De acordo com o prazo regulamentar estabelecido, em junho de 2014, a REN, a EDP Distribuição e a EDP Serviço Universal enviaram as melhores estimativas de consumo e do número de consumidores para 2014 e as previsões para o ano de Na sequência da análise desta informação enviada pelas empresas, verifica-se que existem diferenças pouco significativas ao nível do consumo referido à 5

16 Balanço de energia elétrica emissão 1. Mais recentemente, as empresas efetuaram revisões das suas previsões da procura 2, em ambos os casos com valores superiores aos apresentados em junho. Nestas previsões, que incorporam dados reais de aproximadamente 9 meses do ano 2014, constata-se que as previsões da EDP Distribuição são mais otimistas que as da REN (ver Quadro 2-4). Conjugando a análise da informação das empresas com a evolução mais recente de outros indicadores económicos, além do consumo de energia elétrica, a ERSE considerou os seguintes pressupostos na definição da procura de energia elétrica para o cálculo tarifário de 2015: Consumo referido à emissão de GWh para 2014, que corresponde a um crescimento de 0,5% face ao consumo ocorrido em 2013, e de GWh para 2015, que se situa 0,8% acima da estimativa de Taxa de perdas da rede de transporte de 1,69% em 2014 e de 1,49% em 2015, de acordo com as previsões da REN. A estrutura dos fornecimentos totais por nível de tensão de 2014 e 2015 corresponde à estrutura dos fornecimentos por nível de tensão apresentada pela EDP Distribuição para esses anos. Adoção em 2014 e 2015 da taxa de perdas nas redes de distribuição 3 apresentada pela EDP Distribuição para esses anos, respetivamente de 10,66% e 10,41%. Adoção em 2014 e 2015 do número total de consumidores por nível de tensão previsto pela EDP Distribuição. Estimativa das quotas de consumo e de consumidores do mercado livre por nível de tensão para 2014 e 2015 em consonância com os dados reais mais recentes de Previsão dos fornecimentos e número de consumidores do CUR e dos comercializadores do mercado livre por nível de tensão nos anos de 2014 e 2015, através da conjugação dos pressupostos acima descritos. O balanço de energia elétrica para Portugal continental, considerado pela ERSE para o cálculo das tarifas do ano de 2015, é apresentado no Quadro 2-4, no Quadro 2-5 e no Quadro Os valores da energia entrada na rede de distribuição previstos pela EDP Distribuição são convertidos para o referencial da emissão por acréscimo dos consumos próprios da REN e tendo em conta as taxas de perdas na rede de transporte previstas pela REN. 2 REN, no documento Previsão do consumo de energia elétrica Outubro 2014, e EDP, através de informação enviada à ERSE em setembro de Taxa de perdas nas redes de distribuição = perdas na rede de distribuição / fornecimentos a clientes finais (excluindo fornecimentos em MAT). 6

17 Balanço de energia elétrica CONSUMO REFERIDO À EMISSÃO Os indicadores mais recentes para a evolução da economia portuguesa apontam para uma recuperação da atividade económica em 2014, embora existam riscos de abrandamento da atividade no segundo semestre de 2014 (as recentes previsões do BCE para a área de euro foram revistas ligeiramente em baixo para 2014). As previsões de crescimento para 2015 são mais otimistas, em linha com o projetado para a área do euro. Face a 2013, mantém-se o desempenho positivo de alguns setores da indústria nacional e confirma-se a estabilização das exportações num nível elevado, ainda com tendência de crescimento, que se prevê possa contribuir para a manutenção ou mesmo acréscimo do consumo de energia elétrica, principalmente nos níveis de tensão mais elevados. Além disso, a procura interna também deverá recuperar em 2014 e 2015, muito impulsionada, em 2014, pelo investimento (taxa de crescimento de 3,7% homóloga no 3º trimestre de 2014, com base na média móvel de 4 trimestres), embora o reflexo nos consumos domésticos de eletricidade (BTN) não deva ser notório, por existirem outros fatores estruturais, como sejam a promoção da eficiência no consumo e a elevada carga fiscal sobre a eletricidade para o consumidor final, que manterão a pressão para a descida do consumo neste segmento. Neste contexto, o consumo referido à emissão estimado pela ERSE para o ano de 2014 considera uma subida de 0,5% face ao ocorrido no ano de 2013, justificado pelo crescimento nos níveis de tensão mais elevados (MAT e AT), situando-se cerca de 0,5 TWh acima da última previsão da REN, que aponta para um acréscimo de 0,2%. Para 2015, a ERSE assumiu que a tendência de crescimento se manterá ou acentuar-se-á, prevendo um crescimento de 0,8% para 49,8 TWh, que está em linha com as previsões da REN (+1,1% para 49,4 TWh) e da EDP (+0,7% para 49,6 TWh). Nota-se que ambas as empresas consideram 2015 como um ano de recuperação. Assim, apesar dos sinais mais recentes apontarem para a retoma da economia portuguesa, tendo os mesmos sido incorporados na evolução do consumo referido à emissão previsto pela ERSE para o cálculo tarifário de 2015, importa assinalar que a conjuntura social ainda é desfavorável e persistem alguns dos fatores de incerteza, que caracterizaram os últimos anos, e que poderão alterar as tendências referidas. O quadro e figura seguintes sintetizam os valores do consumo referido à emissão considerado pela ERSE, bem como as perspetivas da REN e da EDP Distribuição. 7

18 Balanço de energia elétrica Quadro Previsões da emissão para a rede pública em Portugal continental para 2012 a / / / / / / / 2017 GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % Real ,3% ,9% ,2% Previsões período regulatório Período regulatório REN ,0% ,0% ,9% EDP Distribuição [1] ,8% ,3% ,1% Previsões para Tarifas 2015 Período regulatório EDP Dist - Junho 2014 [1] ,4% ,2% ,8% ,2% EDP Dist - revisão Setembro 2014 [1] ,1% ,7% ,8% ,5% REN - Junho ,7% ,0% ,0% ,4% REN - previsões mensais Outubro ,5% ,1% ERSE ,5% ,8% [1] Os valores de energia entrada na rede de distribuição enviados pela EDP Distribuição foram acrescidos dos consumos próprios da REN e das perdas do transporte, tendo em conta os dados enviados pela REN. Figura Evolução do consumo referido à emissão em Portugal continental 54,0 52,0 TWh 50,0 48,0 46,0 ERSE REN EDP Real 44,0 42,0 40, E 2015T Constata-se que o consumo referido à emissão considerado pela ERSE para 2015 é superior ao apresentado pela REN e ao consumo referido à emissão correspondente aos fornecimentos previstos pela EDP Distribuição. Nota-se, contudo, que as previsões de consumo feitas mais recentemente quer pela REN (em outubro) quer pela EDP Distribuição, consideram valores mais elevados do que os apresentados em junho. Não obstante, com os pressupostos assumidos pela ERSE, a previsão do consumo para 2015 situa-se, ainda, abaixo do ocorrido em No que respeita às entregas de eletricidade a clientes ligados à rede pública, o Quadro 2-5 resume as estimativas para 2014 e previsões 2015 da ERSE, bem como a perspetiva da EDP. 8

19 Balanço de energia elétrica Quadro Previsões da procura de eletricidade na rede pública em Portugal continental para 2012 a 2015 Unidade: GWh Real Proposta EDP D junho 2014 ERSE Tarifas 2015 Diferenças ERSE - EDP D = ENERGIA À ENTRADA DA DISTRIBUIÇÃO Perdas na rede de Distribuição (perdas/fornecimentos) 9,13% 11,22% 10,66% 10,41% 10,66% 10,41% = FORNECIMENTOS A CLIENTES DO COMERCIALIZADOR REGULADO E A CLIENTES NO MERCADO (Variação média anual) -4,0% -1,8% -0,5% 0,2% 0,5% 1,2% BT (Variação média anual) -6,3% -5,0% -1,1% -0,3% -0,1% 0,8% MT (Variação média anual) -3,4% -0,1% -0,8% 0,2% 0,1% 1,2% AT (Variação média anual) 0,4% 2,5% 2,0% 1,6% 3,0% 2,7% MAT (Variação média anual) 7,1% 10,2% 0,5% 0,0% 1,5% 1,0% O quadro seguinte resume as aquisições do CUR consideradas pela ERSE no cálculo tarifário de 2015, e os valores homólogos da EDP SU. Quadro Aquisições do comercializador de último recurso para satisfação da procura de 2012 a 2015 Unidade: GWh Real Proposta EDP SU junho 2014 ERSE Tarifas 2015 Diferenças ERSE - EDP SU Saldo da compra e venda de energia para fornecimentos do CUR Produção em regime especial Perdas na rede de Distribuição (perdas/fornecimentos) 13,28% 18,12% 16,85% 17,99% 19,16% 21,99% - Perdas na rede de Transporte (perdas/fornecimentos) 1,5% 1,8% 0,0% 0,0% 2,1% 1,8% Total das aquisições

20 Balanço de energia elétrica 2.2 BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA PARA A REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Nos termos estabelecidos no Regulamento Tarifário a Eletricidade dos Açores (EDA) enviou o balanço de energia elétrica para 2013, a estimativa para 2014 e a previsão para A ERSE aceitou os valores enviados pela empresa, segundo os quais a EDA prevê a continuação do decréscimo do consumo de energia elétrica no arquipélago dos Açores em 2014 e 2015, respetivamente com taxas de -0,5% e - 1,1%, que são quedas inferiores às verificadas em anos anteriores. Estas previsões vêm acentuar a forte queda do consumo verificada nos últimos anos na Região Autónoma dos Açores, consequência do agravamento das condições económicas e sociais do país, que afetou igualmente esta região. Para o valor previsto para 2015, a queda acumulada desde 2010 será de cerca de 9%, a uma taxa média anual de -1,9%. A previsão da taxa de perdas na rede é de 7,5%, para 2014 e O quadro seguinte sintetiza os valores do balanço de energia elétrica da Região Autónoma dos Açores, apresentando os valores reais de 2012 e 2013, a estimativa para 2014 e a previsão para 2015 da EDA, que foram aceites integralmente pela ERSE para a determinação de proveitos permitidos e cálculo das tarifas para Quadro Balanço de energia elétrica da EDA RUBRICAS Real Unidade: MWh Proposta EDA (junho 2014) Valores adoptados pela ERSE Tarifas 2015 [2] EMISSÃO PARA A REDE DO SISTEMA PÚBLICO DA RAA (Variação média anual) -4,4% -1,6% -0,4% -1,1% - Perdas nas redes (perdas/fornecimentos) 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% - Consumos Próprios [1] = FORNECIMENTOS A CLIENTES DO SISTEMA PÚBLICO DA RAA (Variação média anual) -5,1% -1,6% -0,5% -1,1% BT (Variação média anual) -6,1% -2,1% 0,3% -0,3% MT (Variação média anual) -3,5% -0,7% -1,6% -2,5% [1] Exclui consumos próprios das centrais. [2] Variações relativamente às estimativas da EDA para

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