Caracterização do Sector Eléctrico. Portugal Continental Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

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1 Caracterização do Sector Eléctrico Portugal Continental 21 Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

2 Índice Geral 1 Introdução 15 2 Enquadramento do Sector Eléctrico Nacional Enquadramento jurídico Enquadramento legislativo comunitário O mercado ibérico de energia eléctrica Bases e princípios da organização do sector eléctrico nacional Regulamentos da ERSE Publicados em Regulamento Tarifário Regulamento de Relações Comerciais Regulamento do Despacho Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações Regulamento da Qualidade de Serviço Direitos dos consumidores Serviço público Prevenção de conflitos Resolução de conflitos Enquadramento económico Enquadramento macroeconómico O sector eléctrico no contexto da actividade económica Comparações internacionais Enquadramento energético Energia primária Energia final Comparações internacionais Energia Primária Energia Final Enquadramento Fiscal e outros encargos administrativos Perspectiva comunitária Fiscalidade no sector eléctrico Impostos, taxas e outros encargos sobre a produção de energia eléctrica Impostos, taxas e outros encargos sobre o transporte de energia eléctrica Impostos, taxas e outros encargos sobre a distribuição e comercialização de energia eléctrica Impostos, taxas e outros encargos sobre o consumo de energia eléctrica 88 3 O Percurso da Energia Eléctrica Produção Perspectiva energética: energia e potência Produção no SEN Produção em regime especial Perspectiva económico-financeira Perspectiva tarifária A produção no SEP Produção em regime especial A produção no SENV Proveitos e evolução tarifária no SEP Perspectiva da concentração empresarial Perspectiva ambiental As emissões do sector eléctrico no total nacional Análise da produção eléctrica em Portugal continental Comparação europeia Perspectiva da Qualidade de Serviço Indicadores de Qualidade de Serviço Transporte Perspectiva energética: energia e potência Principais fluxos físicos e financeiros da entidade concessionária da RNT em Equipamento da rede de transporte Trânsito de potência activa em dias característicos Análise de perdas na RNT Perspectiva económico-financeira Perspectiva tarifária Nível de proveitos e evolução do preço médio Perspectiva ambiental Perspectiva da Qualidade de serviço Continuidade de serviço Qualidade da onda de tensão Importação e Exportação de energia eléctrica Perspectiva energética: energia e potência Capacidade de interligação entre Portugal e Espanha Evolução do saldo importador das trocas internacionais de energia eléctrica Evolução dos contratos de importação e exportação de energia eléctrica Trânsitos de energia eléctrica nas principais linhas de interligação Comparação internacional de trânsitos anuais de energia eléctrica Perspectiva económica Análise do saldo das trocas de energia eléctrica Análise dos preços de energia eléctrica no mercado diário espanhol no período de 1998 a Distribuição Perspectiva Energética: energia e potência Equipamento da rede de distribuição Perspectiva económico-financeira Perspectiva tarifária Nível de proveitos e evolução do preço médio Perspectiva ambiental

3 3.4.5 Perspectiva da qualidade de serviço Zonas geográficas Continuidade de serviço Qualidade da onda de tensão Qualidade de Serviço Comercial Inquérito à qualidade de serviço dos consumidores Consumo Perspectiva energética Caracterização das formas de abastecimento do consumo de energia eléctrica Caracterização técnico-económica do consumo de energia eléctrica Caracterização regional do consumo de energia eléctrica Perspectiva da Abertura de mercado Perspectiva tarifária Sistema Eléctrico de Serviço Público Sistema Eléctrico Não Vinculado Comparação dos preços da energia eléctrica 284 Anexos 293 Índice de figuras Figura 2-1 Representação esquemática do Sistema Eléctrico Nacional 19 Figura 2-2 Evolução legislativa do Sector Eléctrico Nacional 2 Figura 2-3 Comparação esquemática entre o SEP e o SENV 22 Figura 2-4 A Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa à actividade de produção 23 Figura 2-5 Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa à actividade de transporte 24 Figura 2-6 A Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa à actividade de distribuição 24 Figura 2-7 A Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa ao acesso às redes 25 Figura 2-8 Construção do Mercado Ibérico de Energia Eléctrica 27 Figura 2-9 Aditividade das Tarifas e Proveitos a Recuperar pelos distribuidores vinculados 37 Figura 2-1 Custos marginais e tarifas por actividade a aplicar pelo distribuidor vinculado 39 Figura 2-11 Tipificação de Pedidos de Informação 54 Figura 2-12 Reclamações recebidas na ERSE 56 Figura 2-13 Tipificação de reclamações 57 Figura 2-14 Evolução real do Produto Interno Bruto 58 Figura 2-15 Produto Interno Bruto per capita em 2 59 Figura 2-16 Evolução real do Consumo Privado 6 Figura 2-17 Contribuições para o crescimento do PIB taxas de crescimento (%) 6 Figura 2-18 Evolução real da Formação Bruta de Capital Fixo 61 Figura 2-19 Evolução do peso da Formação Bruta de Capital Fixo e da Poupança no PIB 62 Figura 2-2 Evolução do peso dos salários no PIB 62 Figura 2-21 Evolução do deflactor do Consumo Privado 63 Figura 2-22 Evolução do PIB e do consumo de energia eléctrica 64 Figura 2-23 Intensidade eléctrica 64 Figura 2-24 Estrutura da actividade económica e do consumo de energia eléctrica Figura 2-25 Número de Famílias e de consumidores domésticos de energia eléctrica 67 Figura 2-26 Evolução do rendimento disponível das famílias 67 Figura 2-27 Intensidade energética 68 Figura 2-28 Intensidade eléctrica 69 Figura 2-29 Consumo de energia eléctrica per capita 69 Figura 2-3 Consumo de energia eléctrica per capita no sector doméstico em 1997 e Figura 2-31 Balanço Energético em 1999 (Mtep) 72 Figura 2-32 Fluxos de Energia em 1999 (Mtep) 73 Figura 2-33 Estrutura das importações de energia primária 74 Figura 2-34 Estrutura e oferta da energia primária 74 Figura 2-35 Evolução do consumo de energia primária 75 Figura 2-36 Energia primária destinada à produção de electricidade 76 Figura 2-37 Evolução do consumo final por forma de energia 77 Figura 2-38 Evolução do consumo final de energia por sector de actividade 77 Figura 2-39 Estrutura sectorial do consumo de energia final 79 Figura 2-4 Estrutura do consumo de energia primária em Figura 2-41 Evolução do consumo final de energia 81 Figura 2-42 Estrutura do consumo final de energia em Figura 3-1 Principais fluxos físicos e financeiros da produção no SEN em 2 94 Figura 3-2 Evolução da potência instalada no SEN por sistema e fonte de energia 97 Figura 3-3 Potência instalada no SEN em 2 97 Figura 3-4 Potência instalada por sistema hídrico do SEP em 2 98 Figura 3-5 Evolução da produção da energia eléctrica no SEN por sistema e fonte de energia 99 Figura 3-6 Produção de energia eléctrica no SEN em 2 1 Figura 3-7 Análise da variação do Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica 11 Figura 3-8 Análise da produção hídrica do SEP+SENV

4 Figura 3-9 Produção de energia eléctrica no SEP por sistema hídrico em Figura 3-1 Potência instalada e ponta anual do SEN 13 Figura 3-11 Diagrama de carga do dia de ponta do ano de 21 Dia 19 de Dezembro de Figura 3-12 Diagrama de carga de um dia característico de regime seco Dia 11 de Julho de Figura 3-13 Diagrama de carga de um dia característico de regime húmido Dia 17 de Janeiro de Figura 3-14 Classificação dos Serviços de Sistema 18 Figura 3-15 Evolução da potência instalada na PRE 19 Figura 3-16 Potência instalada na PRE em 2 11 Figura 3-17 Evolução da produção de energia eléctrica em Regime Especial 11 Figura 3-18 Produção de energia eléctrica em Regime Especial em Figura 3-19 Entrega de energia eléctrica à RNT pela PRE no ano de Figura 3-2 Indicadores de rendibilidade da produção 113 Figura 3-21 Indicadores financeiros da produção 114 Figura 3-22 Período de recuperação da dívida 115 Figura 3-23 Estrutura do balanço da produção 115 Figura 3-24 Estrutura do custo de aquisição de energia para o SEP 118 Figura 3-25 Custo da energia produzida ao abrigo dos CAE 119 Figura 3-26 Decomposição do preço médio de venda na produção do SEP 12 Figura 3-27 Potência contratada pelo SEP 121 Figura 3-28 Evolução do preço dos combustíveis consumidos na produção de energia eléctrica em Portugal 122 Figura 3-29 Evolução do preço médio de alguns combustíveis nos mercados internacionais 122 Figura 3-3 Evolução do Encargo de Energia e do Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica 123 Figura 3-31 Encargo de Energia por MWh adquirido às centrais do SEP 124 Figura 3-32 Evolução de algumas variáveis monetárias 125 Figura 3-33 Energia emitida e Encargo de Energia por MWh emitido por combustível consumido nos grupos termoeléctricos do SEP em Figura 3-34 Factor de Utilização e Encargo de Energia por MWh emitido de algumas centrais térmicas do SEP em Figura 3-35 Custos variáveis de aquisição ao SEP 127 Figura 3-36 Incentivo à PRE 128 Figura 3-37 Evolução do preço de venda da PRE, para várias tecnologias 13 Figura 3-38 Preço de venda da cogeração e evolução do preço do petróleo 13 Figura 3-39 Peso do sobrecusto da PRE na actividade de gestão global do sistema 131 Figura 3-4 Evolução do sobrecusto e sobrecusto unitário médio 132 Figura 3-41 Decomposição do preço médio de venda na produção do SENV 133 Figura 3-42 Decomposição do nível dos proveitos permitidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica 135 Figura 3-43 Tarifa de Energia e Potência Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 136 Figura 3-44 Tarifa de Energia e Potência Evolução do preço médio (variação real 1999=1)) 136 Figura 3-45 Decomposição do nível dos proveitos permitidos da actividade Gestão Global do Sistema 138 Figura 3-46 Tarifa de Uso Global do Sistema Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 139 Figura 3-47 Tarifa de Uso Global do Sistema Evolução do preço médio (variação real 1999=1) 139 Figura 3-48 Quotas de participação na Produção de Energia Eléctrica Portugal Continental Figura 3-49 Indicadores de Concentração 141 Figura 3-5 Quotas de participação na Produção de Energia Eléctrica Espanha e Portugal Figura 3-51 Indicadores de Concentração Espanha e Portugal Figura 3-52 Contribuição sectorial para as emissões de SO 2, NO x e CO 2 (1998) 144 Figura 3-53 Emissões de SO 2 das centrais do SEP 145 Figura 3-54 Emissões específicas de SO 2 das centrais do SEP 146 Figura 3-55 Repartição das emissões de SO 2 por central do SEP (2) 146 Figura 3-56 Emissões de NO x das centrais do SEP 147 Figura 3-57 Emissões específicas de NO x das centrais do SEP 147 Figura 3-58 Repartição das emissões de NO x por central do SEP (2) 148 Figura 3-59 Emissões de CO 2 das centrais do SEP 148 Figura 3-6 Emissões específicas de CO 2 das centrais do SEP 149 Figura 3-61 Repartição das emissões de CO 2 por central do SEP (2) 149 Figura 3-62 Emissões de partículas das centrais do SEP 15 Figura 3-63 Emissões específicas de partículas das centrais do SEP 15 Figura 3-64 Repartição das emissões de partículas por central do SEP (2) 151 Figura 3-65 Comparação do desempenho, em termos de emissões, entre centrais do SEP (2) 152 Figura 3-66 Rendimento das centrais do SEP 153 Figura 3-67 Emissões específicas de SO 2 em diversos países europeus 154 Figura 3-68 Emissões específicas de NO x em diversos países europeus (em 1999) 155 Figura 3-69 Emissões específicas de CO 2 em diversos países europeus 155 Figura 3-7 Evolução da Disponibilidade por sistema hídrico da CPPE 157 Figura 3-71 Evolução da Indisponibilidade Não Planeada por sistema hídrico da CPPE 157 Figura 3-72 Evolução do Número de Disparos por 7 Horas por sistema hídrico da CPPE 158 Figura 3-73 Evolução da Taxa de Sucesso nas Mudanças de Estado por sistema hídrico 159 Figura 3-74 Evolução da Disponibilidade da central de Setúbal 161 Figura 3-75 Evolução da Indisponibilidade Não Planeada da central de Setúbal 161 Figura 3-76 Evolução da Disponibilidade das centrais de Sines e do Pego 162 Figura 3-77 Evolução da Indisponibilidade Não Planeada das centrais de Sines e do Pego 162 Figura 3-78 Evolução do Número de Disparos por 7 Horas das centrais de Setúbal, Sines e Pego 163 Figura 3-79 Evolução da Taxa de Sucesso de Arranques das centrais de Setúbal, de Sines e do Pego 164 Figura 3-8 Evolução da Disponibilidade das centrais da CPPE 165 Figura 3-81 Principais fluxos físicos e financeiros do transporte de energia eléctrica em Figura 3-82 Evolução das linhas de MAT 167 Figura 3-83 Evolução das subestações da RNT 168 Figura 3-84 Peso relativo da potência total instalada em transformadores e autotransformadores na RNT, desagregada por nível de tensão 169 Figura 3-85 Evolução da potência total instalada nos transformadores da RNT, desagregada por nível de tensão 17 Figura 3-86 Evolução da potência total instalada nos autotransformadores da RNT, desagregada por nível de tensão 17 Figura 3-87 Trânsitos de potência activa no dia característico de regime seco 11 de Julho de Figura 3-88 Trânsitos de potência activa no dia característico de regime húmido 17 de Janeiro de Figura 3-89 Evolução das perdas na RNT 174 Figura 3-9 Rendibilidade dos capitais próprios da REN 176 Figura 3-91 Indicadores financeiros da REN 177 Figura 3-92 Investimentos a custos técnicos da REN (preços correntes) 178 Figura 3-93 Estrutura do balanço da REN 178 Figura 3-94 Decomposição do nível dos proveitos permitidos da actividade de Transporte de Energia Eléctrica 18 Figura 3-95 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 181 Figura 3-96 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT Evolução do preço médio (variação real 1999=1)

5 Figura 3-97 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 182 Figura 3-98 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) 182 Figura 3-99 Localização de ninhos na RNT 183 Figura 3-1 Evolução da Energia Não Fornecida 185 Figura 3-11 Evolução do TIE 186 Figura 3-12 Evolução do SAIDI 186 Figura 3-13 Evolução do SAIFI 187 Figura 3-14 Evolução do SARI 187 Figura 3-15 Evolução do Número de Incidentes por 1 km de Linha 189 Figura 3-16 Evolução do saldo importador de energia eléctrica entre Portugal e Espanha 192 Figura 3-17 Evolução dos contratos de importação e exportação de energia eléctrica 193 Figura 3-18 Principais movimentos anuais de energia eléctrica entre países europeus integrados na rede UCTE ou a ela ligados em Figura 3-19 Trocas comerciais entre o Agente Comercial do SEP e Espanha 196 Figura 3-11 Preços médios mensais e acumulados das trocas de energia eléctrica 197 Figura Compras e vendas de Energia Eléctrica no SEN através das interligações 198 Figura Evolução dos preços finais máximos, médios e mínimos semanais verificados no mercado espanhol desde a sua entrada em funcionamento 199 Figura Evolução dos preços diários finais de aquisição de energia eléctrica no mercado espanhol em Figura Distribuição, média e frequência acumulada do preço final diário de energia eléctrica no mercado espanhol em 21 2 Figura Evolução dos equipamentos da rede de distribuição do SEP 22 Figura Evolução das redes subterrâneas em % do total 23 Figura Evolução das perdas na rede de distribuição 24 Figura Evolução da rendibilidade dos capitais próprios 25 Figura Margem bruta unitária das vendas 26 Figura 3-12 Comparação entre custos previstos e custos reais (preços correntes) 26 Figura Evolução da rendibilidade dos capitais empregues 27 Figura Evolução dos resultados operacionais corrigidos 27 Figura Evolução dos indicadores financeiros da distribuição 28 Figura Evolução da capacidade de autofinanciamento 28 Figura Evolução do investimento a custos técnicos na distribuição 29 Figura Evolução da estrutura do balanço da distribuição 21 Figura Evolução dos indicadores de eficiência da distribuição 211 Figura Energia vendida por consumidor 212 Figura Consumidores por km Figura 3-13 Nível de proveitos permitidos na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica 213 Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 214 Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) 214 Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 215 Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) 215 Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 216 Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) 216 Figura Penetração das redes subterrâneas na distribuição 217 Figura Valores do TIEPI no ano 21 discriminados por Área de Rede 219 Figura Valores do SAIFI MT no ano 21 discriminados por Área de Rede 22 Figura 3-14 Valores do SAIFI BT no ano 21 discriminados por Área de Rede 22 Figura Valores do SAIDI MT no ano 21 discriminados por Área de Rede 221 Figura Valores do SAIDI BT no ano 21 discriminados por Área de Rede 222 Figura Atendimento telefónico Tempos médios de espera 227 Figura Reclamações Evolução trimestral 228 Figura Reclamações Decomposição em principais motivos 228 Figura Reclamações Evolução anual em números absolutos e relativos por cada 1 clientes em BT 229 Figura Facturas Corrigidas Evolução anual em números absolutos e relativos por cada 1 clientes em BT 23 Figura Leituras reais em BT Evolução trimestral 23 Figura Leituras reais em BT Evolução anual em números absolutos e relativos por cada cliente 231 Figura 3-15 Suspensões de fornecimento por falta de pagamento Evolução anual em números absolutos e relativos por cada 1 clientes 232 Figura Preço, Qualidade de Serviço, Padrões, Compensações e Interrupções 233 Figura Importância da Qualidade de Serviço 235 Figura Avaliação Global da Qualidade de Serviço 236 Figura Conhecimento do RQS 238 Figura Importância da ERSE no contexto do Sector Eléctrico 238 Figura Consumo de electricidade no Continente 239 Figura Evolução do consumo de energia eléctrica por sector de actividade 24 Figura Evolução do consumo de energia eléctrica por nível de tensão 241 Figura Distribuição do consumo, por concelho e população e área territorial por área de rede 242 Figura 3-16 Concentração do consumo e do número de consumidores em Figura Consumo médio por cliente por área de rede em Figura Consumo doméstico per capita, por área de rede, em Figura Estrutura do consumo de energia eléctrica 246 Figura Estrutura do consumo do sector Agricultura, por área de rede, em 199 e Figura Estrutura do consumo do sector Indústria, por área de rede, em 199 e Figura Estrutura do consumo do sector Transportes, por área de rede, em 199 e Figura Estrutura do consumo do sector Serviços, por área de rede, em 199 e Figura Estrutura do consumo do sector Doméstico, por área de rede, em 199 e Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Minho 25 Figura 3-17 Consumo per capita, por concelho, na área de rede Minho, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Trás-os-Montes 252 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Trás-os-Montes, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Ave/Sousa 253 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Ave/Sousa, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Grande Porto 255 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Grande Porto, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Beira Litoral 256 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Beira Litoral em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Beira Interior 258 Figura 3-18 Consumo per capita, por concelho, na área de rede Beira Interior em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Coimbra/Lousã 259 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Coimbra/Lousã em 2 26 Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Litoral Centro

6 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Litoral Centro, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Vale do Tejo 262 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Vale do Tejo, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Oeste 264 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Oeste, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Grande Lisboa 265 Figura 3-19 Consumo per capita, por concelho, na área de rede Grande Lisboa, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Península de Setúbal 267 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Península de Setúbal, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Alentejo 268 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Alentejo, em Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Algarve 27 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Algarve, em 2 27 Figura Consumo e número de estatutos atribuídos 272 Figura Abertura de mercado 272 Figura Decomposição do Preço Médio de Venda a Clientes Finais (Euro/MWh) 273 Figura 3-2 Evolução do preço médio 21/ Figura 3-21 Evolução do preço médio por nível de tensão (preços correntes), com base na estrutura de consumos de Figura 3-22 Evolução do preço médio por nível de tensão (preços constantes de 21), com base na estrutura de consumos de Figura 3-23 Evolução dos preços de energia eléctrica, dos combustíveis e da inflação 277 Figura 3-24 Preço da electricidade para usos industriais, do fuelóleo e do gasóleo 278 Figura 3-25 Evolução dos preços médios da electricidade e dos combustíveis gasosos para usos domésticos 279 Figura 3-26 Composição do preço a pagar pelo cliente do SENV com importação de energia de Espanha 28 Figura 3-27 Comparação entre o preço de fornecimento de energia eléctrica pelo SEP e por importação de Espanha 281 Figura 3-28 Distribuição e frequência acumulada do preço de energia eléctrica no ponto de entrega em MAT em 21 por importação de Espanha 282 Figura 3-29 Distribuição e frequência acumulada do preço de energia eléctrica no ponto de entrega em AT em 21 por importação de Espanha 282 Figura 3-21 Distribuição e frequência acumulada do preço de energia eléctrica no ponto de entrega em MT em 21 por importação de Espanha 283 Figura Evolução do preço médio da energia eléctrica por ponto de entrega por importação de Espanha 283 Figura Preços da electricidade com impostos para usos domésticos Julho de Figura Preços da electricidade sem impostos para usos domésticos Julho de Figura Variação dos preços de electricidade para usos domésticos 1 de Julho 2 vs 1 de Julho de Figura Preços de Electricidade com Impostos para Usos Industriais Julho de Figura Preços de Electricidade sem Impostos para Usos Industriais Julho de Índice de quadros Quadro 2-1 Regulação Económica da Entidade Concessionária da RNT 3 Quadro 2-2 Proveitos Permitidos e Actividades Reguladas dos Detentores de Licença Vinculada de Distribuição 34 Quadro 2-3 Variáveis de facturação 4 Quadro 2-4 Serviço público no sector eléctrico 52 Quadro 2-5 Principais indicadores económicos taxa de variação real (%) 59 Quadro 2-6 Impostos, Taxas e outros Encargos Administrativos 84 Quadro 3-1 Ponto de situação relativo à certificação pela norma ISO 141 e registo no EMAS 154 Quadro 3-2 Características das centrais térmicas de Setúbal, de Sines e do Pego 16 Quadro 3-3 Classificação das centrais de Setúbal, de Sines e do Pego de acordo com a UNIPEDE 16 Quadro 3-4 Indicadores de desempenho ambiental 183 Quadro 3-5 Impacte do incidente de 6 de Setembro de 21 nos indicadores de continuidade de serviço da rede de transporte 188 Quadro 3-6 Distribuição das interrupções ocorridas em 21 por ponto de entrega afectado 188 Quadro 3-7 Características da onda de tensão monitorizadas nos pontos de entrega durante uma semana 19 Quadro 3-8 Características das Linhas de Interligação Portugal-Espanha 191 Quadro 3-9 Capacidade de interligação para fins comerciais em Quadro 3-1 Trocas de energia eléctrica entre Portugal e Espanha 194 Quadro 3-11 Resíduos da rede de distribuição 217 Quadro 3-12 Distribuição das localidades e clientes de energia eléctrica de Portugal Continental de acordo com as zonas geográficas estabelecidas no RQS 218 Quadro 3-13 Indicadores de continuidade de serviço em 2 e Quadro 3-14 Variação dos indicadores de continuidade de serviço por Área de Rede em 2 e Quadro 3-15 Indicadores de continuidade de serviço por zona geográfica 223 Quadro 3-16 Indicadores Gerais de Qualidade de Serviço Comercial e respectivos Padrões 225 Quadro 3-17 Indicadores Individuais e Padrões de Qualidade de Serviço Comercial 226 Quadro 3-18 Evolução do preço médio 274 Quadro 3-19 Comparação entre o preço de fornecimento de energia eléctrica pelo SEP e por importação de Espanha 281 Quadro 3.2 Consumidores-tipo doméstico 284 Quadro 3.21 Consumidores-tipo industrial 284 Quadro 3.22 Comparação dos preços com impostos para consumidores domésticos 286 Quadro 3.23 Comparação dos preços sem impostos para consumidores domésticos 287 Quadro 3.24 Comparação dos Preços com impostos entre Portugal e Espanha Consumidores Industriais a 1 de Julho de Quadro 3.25 Comparação dos Preços sem impostos entre Portugal e Espanha Consumidores Industriais a 1 de Julho de

7 1 Introdução

8 Introdução A presente edição da Caracterização do Sector Eléctrico Portugal Continental actualiza a edição anterior, mantendo, no essencial, a estrutura adoptada no anterior documento. Este documento caracteriza o percurso da energia eléctrica, desde a produção até ao consumo, passando pelo transporte, distribuição e comercialização de energia eléctrica. Para cada uma das actividades desenvolvidas neste percurso, é apresentada a perspectiva energética, a perspectiva económico-financeira e a perspectiva tarifária. São também abordadas questões transversais ao sector, tais como o ambiente, a utilização racional da energia e a qualidade de serviço. Procede-se também à actualização do enquadramento jurídico das actividades do sector eléctrico, à apresentação do enquadramento económico recente e das principais alterações regulamentares introduzidas pela revisão dos regulamentos do sector eléctrico, efectuada em 21. Tal como as edições anteriores, este documento disponibiliza um conjunto vasto de informação a todos os interessados no sector eléctrico. O objectivo de fornecer informação com a máxima actualidade obriga a apresentar dados relativos a horizontes temporais diferentes. No entanto, este desfasamento na apresentação das séries temporais, não prejudica a coerência da informação. A recolha e a divulgação de informação de forma sistematizada é uma área cuja importância é reconhecida pela ERSE. A recente extensão das competências da ERSE aos sectores eléctricos das Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira e ao sector do gás natural, irá conduzir a uma evolução do formato desta publicação no futuro. 15

9 2 Enquadramento do Sector Eléctrico Nacional

10 2.1 Enquadramento jurídico As bases e os princípios da organização e do funcionamento do Sistema Eléctrico Nacional (SEN), na sua actual conformação legislativa, encontram-se consagrados no Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de Julho. A estrutura do SEN encontra-se representada na Figura 2-1. Figura 2-1 Representação esquemática do Sistema Eléctrico Nacional SEN Sistema Eléctrico Nacional ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos SEP Sistema Eléctrico de Serviço Público SEI Sistema Eléctrico Independente SENV Sistema Eléctrico não Vinculado Produtores Vinculados Produtores não vinculados Mini-hídricas (até 1 MW) Outras energias renováveis e Resíduos Co-geração Produção em BT Concessionária da RNT (Rede Nacional de Transporte) PRE - Produção em Regime Especial Distribuidores Vinculados (MT/AT e BT) Distribuidores não vinculados (MT/AT) Clientes do SEP Clientes não vinculados No SEP, as actividades de produção, transporte e distribuição exercem-se num quadro de serviço público ao qual se encontram associadas a obrigatoriedade de fornecimento de energia eléctrica com adequados padrões de qualidade de serviço e a uniformidade tarifária. A produção está sujeita a planeamento centralizado, sendo a licença de novos centros electroprodutores atribuída por concurso público. O transporte e a distribuição, exercidos em regime de monopólio, estão sujeitos a regulação. 19

11 No SENV, é livre o acesso às actividades de produção e de distribuição em MT e AT, nos termos definidos no artigo 44.º do Decreto-Lei n.º 182/95. Os produtores não vinculados com potência instalada superior a 1 MVA e que estejam ligados às redes do SEP estão sujeitos a despacho centralizado. Os distribuidores não vinculados deverão ser detentores de linhas de distribuição em MT ou AT ligando produtores e clientes não vinculados que não estejam ligados fisicamente às redes do SEP. Actualmente, para um cliente poder aderir ao SENV deve estar ligado em MT, AT ou MAT. Os clientes não vinculados têm direito de acesso às redes do SEP mediante o pagamento de tarifas reguladas. Os princípios estabelecidos no Decreto-Lei n.º 182/95 foram desenvolvidos pelos Decretos-Lei n. os 183/95, 184/95, 185/95 e 187/95, todos de 27 de Julho, que, respectivamente, aprovaram os regimes jurídicos gerais da produção, distribuição e transporte de energia eléctrica, bem como a regulação independente, através da criação da Entidade Reguladora do Sector Eléctrico (ERSE). Com a evolução do sector eléctrico, assistiu-se à publicação de novos diplomas que alteram, ou revogam, aqueles publicados em 1995, conforme se apresenta na Figura 2-2. Figura 2-2 Evolução legislativa do Sector Eléctrico Nacional eléctrica pelo processo de co-geração que revogou o Decreto-Lei n.º 186/95), na redacção que lhe foi dada pelo Decreto-Lei n.º 313/21 de 1 de Dezembro. A regulação abrange as actividades de transporte e de distribuição de energia eléctrica no âmbito do SEP e as relações comerciais entre o SEP e o SENV, designadamente, a definição das tarifas reguladas, as condições de acesso às redes, a supervisão do cumprimento das regras de funcionamento do SEP e de relacionamento comercial entre o SEP e o SENV, bem como da qualidade do serviço prestado. Deste modo, o princípio da igualdade de tratamento e de oportunidades encontra na regulação uma salvaguarda para a sua efectivação, através do estabelecimento de regras transparentes e não discriminatórias. Nos termos previstos no Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de Julho, os princípios do Sistema Eléctrico Nacional foram desenvolvidos através de regulamentos emitidos pela ERSE e pela DGE, nomeadamente o Regulamento Tarifário, o Regulamento de Relações Comerciais, o Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações, o Regulamento do Despacho, o Regulamento da Qualidade de Serviço, o Regulamento da Rede de Transporte e o Regulamento da Rede de Distribuição. Na Figura 2-3, evidenciam-se as principais características do SEP e do SENV. DL 182/95 de 27 Julho DL 183/95 de 27 Julho DL 184/95 de 27 Julho DL 185/95 de 27 Julho DL 186/95 de 27 Julho DL 187/95 de 27 Julho DL 188/95 de 27 Julho DL 157/96 de 31 de Agosto DL 44/97 de 2 de Fevereiro DL 56/97 de 14 de Março DL 24/99 de 28 de Janeiro DL 198/2 de 24 de Agosto DL 68/22 de 25 de Março DL 69/22 de 25 de Março DL 85/22 de 6 de Abril DL 97/22 de 12 de Abril Altera Altera Altera Altera Altera Altera Altera Revoga Altera Altera Altera Altera Altera Altera Altera Derroga O regime especial de produção de energia eléctrica consta do Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio, na redacção que lhe foi dada pelo Decreto-Lei n.º 168/99, de 18 de Maio (produção de energia eléctrica pela utilização de energias renováveis e resíduos), e pelo Decreto-Lei n.º 538/99, de 13 de Dezembro (produção de energia 2 21

12 Figura 2-3 Comparação esquemática entre o SEP e o SENV Enquadramento legislativo comunitário Sistema Eléctrico de Serviço Público Sistema Eléctrico não Vinculado Mercado interno da electricidade SEP SENV A Directiva 96/92/CE, de 19 de Dezembro, estabeleceu as regras comuns para o mercado da electricidade, mais especificamente para a produção e distribuição de Planeamento: centralizado Titularidade: licença vinculada de produção atribuída por concurso, por período mínimo de 15 anos e máximo de 75 anos Relacionamento comercial: exclusivo com a entidade concessionária da RNT através de contratos de vinculação (CAE) por período mínimo de 15 anos. Remuneração: baseada num sistema misto, com preços de natureza essencialmente fixa e preços variáveis PRODUÇÃO Planeamento: não existente Titularidade: licença de produção não vinculada atribuída por autorização, sem prazo de duração Relacionamento comercial: contratos comerciais não regulados electricidade e para a exploração das redes, tratando fundamentalmente três importantes aspectos da liberalização: a concorrência na produção, o acesso de terceiros às redes de transporte e de distribuição e a separação contabilística das empresas verticalmente integradas. Na Figura 2-4 encontram-se sistematizados os aspectos mais significativos respeitantes à actividade da produção de energia eléctrica. Na actividade de produção, a Directiva estabeleceu duas formas alternativas ou complementares para o estabelecimento de nova capacidade de produção: o sistema de autorização e a adjudicação por concurso. A legislação nacional adoptou o sistema Exploração: regime de concessão de serviço público Concedente: Estado Duração da concessão: 5 anos Gestão técnica global do SEP: concessionária da RNT Relacionamento comercial: contratos de vinculação de longo prazo tarifas reguladas Titularidade: licença vinculada de distribuição Tipos: licença vinculada em BT e em MT/ AT Delimitação geográfica das zonas de distribuição BT: jurisdição de cada município Relacionamento comercial: contrato de vinculação com a RNT no caso de MT/AT com outras entidades, para parcela livre tarifas reguladas Uniformidade tarifária Compromisso de distribuir aos clientes do SEP a energia eléctrica recebida Relacionamento comercial: contrato de fornecimento com o distribuidor vinculado TRANSPORTE E OPERAÇÃO DO SISTEMA DISTRIBUIÇÃO CLIENTES Condições de acesso e tarifas reguladas Despacho centralizado de PNV (>1MVA) Titularidade: licença não vinculada de distribuição Tipos: licença não vinculada em MT/AT Condições de acesso e tarifas de uso das redes de distribuição do SEP em MT e AT reguladas Condições de acesso às redes de distribuição não vinculada, não reguladas Titularidade: estatuto de cliente não vinculado Requisitos de acesso ao estatuto: consumidor em MT, AT ou MAT Necessidade de pré-aviso para acesso e para saída Relacionamento comercial: contrato livre com o fornecedor Direito de acesso à RNT Direito de acesso às redes de distribuição em MT/AT de autorização para a produção no âmbito do SENV e o sistema de adjudicação por concurso para a produção no SEP. Figura 2-4 A Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa à actividade de produção Sistema de Autorização Directiva 96/92/CE Critérios objectivos, transparentes e não discriminatórios Publicação de regulamentação relativa aos critérios e sistemas A recusa deverá obedecer a critérios objectivos e não discriminatórios, ser fundamentada, justificada e comunicada à Comissão e ao requerente, que poderá recorrer da decisão Adjudicação por Concurso Elaboração dum inventário dos novos meios de produção Elaboração de uma estimativa periódica Publicação no Jornal Oficial das Comunidades Europeias Entidade independente organiza, acompanha e supervisiona o concurso O caderno de encargos deve estar disponível e ser pormenorizado Os autoprodutores e produtores independentes podem receber uma autorização PRODUÇÃO Decreto Lei n.º 182/95 e Decreto Lei n.º 183/95 Na Figura 2-5 sintetizam-se os aspectos mais relevantes do exercício da actividade de transporte de energia eléctrica e operação do sistema eléctrico. A concessão da exploração da Rede Nacional de Transporte está atribuída à REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. SEP Processo de consulta, seguindo o modelo de concurso da Directiva DGE elabora o plano de expansão do SEP; organiza e conduz concursos para selecção de novos produtores A concessionária da RNT elabora a estimativa e prepara o processo de consulta SENV Atribuição de licença pela DGE, segundo o processo de autorização A licença não tem prazo de duração (excepto casos previstos na lei), extingue-se por caducidade ou revogação e obedece a critérios de atribuição e fundamentos de recusa 22 23

13 Figura 2-5 Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa à actividade de transporte O direito de distribuição de energia eléctrica em BT pertence aos municípios, podendo ser exercido em regime de exploração directa ou mediante atribuição de concessão. A distribuição de energia eléctrica em MT e AT processa-se através de licença vinculada abrangendo todo o território continental, tendo sido atribuída à EDP- Distribuição. Os aspectos mais significativos do exercício da actividade de distribuição de energia eléctrica podem ser observados na Figura 2-6. Figura 2-6 Directiva 96/92/CE Os Estados-Membros designam ou solicitam às empresas proprietárias das redes de transporte que designem um operador Ao operador cabe a exploração, manutenção e eventual desenvolvimento da rede de transporte e das suas interligações com outras redes Os Estados-Membros garantem a elaboração e publicação de requisitos mínimos de concepção e funcionamento em termos de ligação às redes de transporte de: instalações de produção, redes de distribuição, instalações de clientes, circuitos de interligação e linhas directas Os Estados-Membros podem dar prioridade às instalações que usem fontes de energia renováveis, resíduos ou produção combinada de calor e electricidade e à mobilização de instalações que usem fontes autóctones de energia primária TRANSPORTE Decreto Lei n.º 182/95 e Decreto Lei n.º 185/95 O transporte de energia eléctrica é realizado em exclusivo através de concessão atribuida pelo Estado por meio de contrato por 5 anos Na exploração da RNT, a concessionária assegura a aquisição, recepção e transmissão de energia, o planeamento e desenvolvimento da RNT, a construção, exploração e manutenção das redes, gestão técnica e global do SEP, a operação da rede de interligação e a importação e exportação de energia através dessa rede, e o acerto de contas entre as entidades com as quais se relaciona A concessionária não pode discriminar entre produtores, distribuidores e outros utilizadores da RNT As condições técnicas de ligação e de exploração da RNT obedecem às regras estabelecidas no Regulamento da Rede de Transporte As condições de acesso à RNT estão estabelecidas no RARI A Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa à actividade de distribuição Directiva 96/92/CE Decreto Lei n.º 182/95 e Decreto Lei n.º 184/95 Na Figura 2-7 apresentam-se os aspectos mais significativos relativos às condições técnicas e comerciais do acesso às redes do SEP. A directiva deixa ao critério dos Estados-Membros a opção por um sistema de acesso que pode ser regulado, negociado ou de comprador único. O Decreto-Lei n.º 182/95 contém os princípios relativos às condições técnicas e comerciais de acesso às redes do SEP e às redes de interligação. Figura 2-7 A Directiva 96/92/CE e a legislação nacional relativa ao acesso às redes Sistema de acesso negociado Os Estados-Membros determinam que produtores, fornecedores e clientes elegíveis podem negociar entre si o acesso à rede O cliente elegível ligado à rede de distribuição negociará com o operador da rede de distribuição e se necessário com o operador da rede de transporte em causa Directiva 96/92/CE Decreto Lei n.º 182/95 Decreto Lei n.º 184/95 Decreto Lei n.º 185/95 Sistema de acesso regulado Os Estados-Membros podem optar por um sistema baseado nas tarifas publicadas para a utilização das redes de transporte e de distribuição, devendo conceder aos clientes elegíveis o direito de acesso Sistema de comprador único Os Estados-Membros designam uma pessoa colectiva como comprador único no território coberto pelo operador da rede A construção do mercado interno de electricidade está longe de se esgotar na Directiva 92/96/CE. De facto, esta Directiva constituiu um dos mais importantes passos dados na década transacta no sentido da criação do mercado interno da electricidade, mas desde então já ocorreram algumas alterações no sector e muitas mais estão projectadas. ACESSO ÀS REDES Sem prejuízo da observância do interesse público conferido ao SEP, é permitido às entidades intervenientes no SENV a utilização das instalações e redes do SEP O estatuto de cliente não vinculado é obtido através de uma autorização de adesão ao SENV, a conceder pela ERSE O titular de licença vinculada de distribuição em MT e AT e a concessionária da RNT facultam o acesso às redes de forma não discriminatória Tarifas de uso de redes estabelecidas pela ERSE Os Estados-Membros podem obrigar os distribuidores a abastecerem os clientes sitos numa determinada área, podendo os preços desse fornecimento ser regulamentados Os Estados-Membros designam ou solicitam às empresas proprietárias ou responsáveis por redes de distribuição que designem um operador da rede de distribuição Os Estados-Membros podem exigir que na mobilização das instalações de produção, os operadores dêem prioridade àquelas que usam fontes de energia renováveis ou resíduos ou um processo combinado de calor e electricidade DISTRIBUIÇÃO SEP São distribuidores vinculados os titulares de licença vinculada de distribuição, a conceder pelo Direcção-Geral de Energia Na distribuição vinculada em BT, a repartição geográfica está atribuída à área de jurisdição de cada município Sujeição ao princípio da uniformidade tarifária e do equilíbrio económico-financeiro O titular de licença vinculada de distribuição é obrigado, na sua área, ao fornecimento de energia aos clientes, e só pode ser interrompido por interesse público, serviço, segurança ou facto imputável ao cliente ou a terceiros O distribuidor vinculado em MT e AT adquire as suas necessidades de consumo à concessionária da RNT, excepto uma parcela livre, a fixar pela ERSE As condições técnicas de ligação e de exploração da rede de distribuição obedecem às regras estabelecidas no Regulamento da Rede de Distribuição As condições de acesso às redes de distribuição estão estabelecidas no RARI SENV Estão previstas licenças não vinculadas de distribuição, cuja atribuição cabe à DGE No âmbito dos direitos e deveres, cabe ao distribuidor não vinculado em MT e AT estabelecer e explorar a rede nos termos da licença O livro verde para a segurança do aprovisionamento Em Novembro de 2, a Comissão publicou o Livro Verde para uma estratégia europeia da segurança do aprovisionamento, que faz um diagnóstico da situação energética na União Europeia, referindo nomeadamente o aumento do consumo energético, a importação de produtos energéticos, a insuficiência de produção energética na UE para satisfazer as suas necessidades e, consequentemente a crescente dependência energética externa. O Livro Verde aponta para uma estratégia focada numa política de gestão da procura apelando a uma mudança efectiva no comportamento dos consumidores, salientando-se a importância das medidas fiscais neste contexto. Em termos de oferta,... deve ser dada prioridade à luta contra o aquecimento climático..., sendo essencial o melhor aproveitamento de fontes de energia renováveis

14 Fontes de energia renováveis A Directiva 21/77/CE do Parlamento Europeu e do Conselho de 27 de Setembro de 21, relativa à promoção da electricidade produzida a partir de fontes renováveis de energia no mercado interno da electricidade, tem como objectivo contribuir para o cumprimento dos compromissos de Quioto e duplicar a percentagem de energia obtida a partir de fontes renováveis no consumo interno bruto de energia em 21 (de 6% para 12%). Para este efeito, são estabelecidas metas indicativas nacionais de modo a promover o consumo de electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis, que deverá ter um certificado de origem. A nova fase de construção do mercado interno de energia A Comissão apresentou um novo pacote de medidas com o objectivo de liberalizar por completo os mercados do gás e da electricidade até 25. Este pacote é composto por: Comunicação da Comissão ao Conselho e ao Parlamento Europeu relativa à realização do mercado interno da energia. Proposta de Directiva do Parlamento Europeu e do Conselho que altera as Directivas 96/92/CE e 98/3/CE relativas às regras comuns para os mercados internos da electricidade e do gás natural. Proposta de Regulamento do Parlamento Europeu e do Conselho relativo às condições de acesso às redes para o comércio transfronteiriço de electricidade. As propostas foram já aprovadas pelo Parlamento Europeu em primeira leitura, estando em discussão no Conselho, onde já receberam um acordo geral (Conselho Europeu de Barcelona). As redes transeuropeias de energia Foi apresentado um pacote de revisão do enquadramento das redes transeuropeias com o objectivo de... assegurar o desenvolvimento contínuo de infra-estruturas adequadas, necessárias para que a União possa tirar partido dos benefícios do mercado comum e fazer face aos desafios colocados pela segurança do aprovisionamento, reforço da coesão regional e alargamento. Este pacote inclui: Proposta de Decisão do Parlamento Europeu e do Conselho de revisão da Decisão n.º 1254/96/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, que estabelece um conjunto de orientações respeitantes às redes transeuropeias no sector da energia. Relatório da Comissão ao Conselho, ao Parlamento Europeu, ao Comité Económico e Social e ao Comité das Regiões relativamente à implementação das orientações das redes transeuropeias de energia para o período de O mercado ibérico de energia eléctrica No âmbito da construção do mercado interno da energia, as Administrações portuguesa e espanhola resolveram dar início a um processo de cooperação no sentido da construção do mercado ibérico de electricidade. O objectivo de construir o Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) remonta a 1997, quando as Administrações de Portugal e de Espanha estabeleceram contactos para esse efeito. Em Julho de 1998, foi assinado um Memorando de Acordo de cooperação em matéria de energia eléctrica entre o Ministério da Economia de Portugal e o Ministério da Indústria e Energia de Espanha, na sequência do qual foram realizados vários estudos e reuniões. No dia 14 de Novembro de 21, foi assinado em Madrid o Protocolo de Colaboração entre as Administrações Espanhola e Portuguesa para a criação do Mercado Ibérico de Electricidade. Este Protocolo tem por objecto o estabelecimento de medidas que permitam o início do funcionamento do Mercado Ibérico de Electricidade a 1 de Janeiro de 23. A implementação destas medidas, procedimentos e etapas deverá conduzir a uma gradual convergência dos sistemas eléctricos dos países signatários. A par do MIBEL, as Administrações resolveram dar início aos estudos com vista à convergência dos mercados de gás natural, dando particular atenção à necessidade de coordenar a liberalização dos mercados da electricidade e do gás natural, atendendo, no entanto, aos diferentes graus de maturidade destes mercados em cada um dos países. Figura 2-8 Construção do Mercado Ibérico de Energia Eléctrica Entidades Medidas Prazos Compromissos Administrações Nacionais Entidades Reguladoras Nacionais Operadores de Rede de Transporte Identificação dos obstáculos legislativos e administrativos à convergência dos sistemas eléctricos dos dois países e elaboração de um plano cronológico para a remoção desses obstáculos Apresentação de um modelo de organização do Mercado Ibérico de Electricidade Elaboração de um plano detalhado de implementação das medidas técnicas e organizativas necessárias ao início do funcionamento do MIBEL a 1 de Janeiro de 23 Até 31 de Janeiro de 22 Até 31 de Março de 22 Até 3 de Abril de 22 A execução do plano de remoção de barreiras legislativas implica uma troca bimestral de informações, incluindo eventuais decisões adoptadas a nível comunitário. Adopção das medidas necessárias para que o Operador do Mercado Ibérico actue de forma rigorosamente imparcial. Coordenação das posições de ambos os países ao nível da UE a fim de promover o desenvolvimento das redes trans-europeias de energia e aprofundar o Mercado Interno de Energia. Facilitar as condições de actuação dos agentes nacionais do país vizinho no seu território. Acordar na repartição dos custos associados à implementação do MIBEL pelos operadores dos dois países. Elaboração e publicação de procedimentos harmonizados que permitam a exploração conjunta dos dois sistemas. Apresentação mensal às respectivas Direcções- Gerais de Energia e entidades reguladoras de um relatório de execução sobre os procedimentos harmonizados elaborados Comunicação da Comissão ao Conselho e ao Parlamento Europeu relativa às infra- -estruturas europeias de energia. Elaboração de uma proposta de previsão de cobertura da "procura" e de planificação conjunta da rede ibérica Antes de 31 de Dezembro de 22 Coordenação do planeamento e expansão das redes de transporte de electricidade, através da troca regular de informações relativamente a previsões, metodologias aplicadas e real funcionamento das redes 26 27

15 O Protocolo estabelece os grandes princípios enformadores deste mercado, a saber: Acesso ao Operador do Mercado Ibérico e às interligações com países terceiros de todos os participantes estabelecidos na Península Ibérica, em condições de igualdade. Liberdade de contratação bilateral. Transparência, objectividade, eficiência e livre concorrência, reflectidos: Na determinação de que o Operador de Mercado Ibérico deverá agir com total imparcialidade e que o seu capital seja aberto a empresas de ambos os países. No modelo de organização do MIBEL, desenvolvendo um mercado concorrencial, fluido e eficaz, que deverá também estar munido de mecanismos de acompanhamento e controlo de forma a garantir a satisfação das necessidades dos consumidores, a segurança do abastecimento e a compatibilidade com os objectivos de eficiência energética e apoio às energias renováveis de ambos os países. Nos procedimentos harmonizados, sujeitos a uma publicitação adequada e acessível a todos os interessados, devendo permitir uma exploração conjunta dos dois sistemas em condições óptimas de eficiência, economia e segurança Bases e princípios da organização do sector eléctrico nacional Regulamentos da ERSE Publicados em 21 A revisão dos regulamentos publicados pela ERSE em 1998 foi efectuada em 21. Ao fim de três anos de vigência dos regulamentos do sector eléctrico da responsabilidade da ERSE, justificava-se avaliar a adequação da regulamentação existente à realidade evolutiva do sector eléctrico. A revisão destes regulamentos inseriu-se no quadro legislativo de 1995, na medida em que continua a ser este a estabelecer os princípios, a extensão e os limites dos regulamentos previstos para o sector eléctrico. O processo de revisão dos regulamentos desenvolvido durante o ano de 21 envolveu duas fases. A primeira fase foi lançada com a elaboração de um documento de discussão sobre a Revisão dos Regulamentos do Sector Eléctrico, disponibilizado para consulta pública em 12 de Fevereiro desse ano, designadamente através da página da ERSE na Internet. Além da adaptação da regulação à realidade do sector eléctrico, a revisão regulamentar teve como principal objectivo melhorar os seguintes aspectos: A eficiência e a equidade dos mecanismos de regulação adoptados para o primeiro período de regulação ( ). A clareza dos textos regulamentares. A economia e a funcionalidade da arquitectura regulamentar, de modo a evitar redundâncias e a facilitar a interpretação das suas normas. O procedimento de consulta pública nesta primeira fase culminou com uma audição pública, realizada no dia 12 de Março, no Porto. Recolhidos os comentários e sugestões de entidades interessadas no sector eléctrico, a ERSE passou à segunda fase do processo de revisão dos regulamentos. Para o efeito, no dia 5 de Junho de 21 foi apresentada e divulgada a Proposta de Revisão dos Regulamentos do Sector Eléctrico. Este documento introduz uma nova estrutura aos regulamentos, justifica as alterações operadas e descreve as principais modificações de conteúdo. As principais alterações propostas foram as seguintes: Introdução de um sistema tarifário mais transparente, indutor de maior eficiência e justiça, através da escolha de tarifas baseadas em custos marginais e de variáveis de facturação que garantem, de forma gradual, a aditividade tarifária e permitem a apresentação de facturas mais detalhadas. Simplificação e clarificação dos procedimentos de ligação de clientes e produtores às redes de transporte e de distribuição. Simplificação dos procedimentos de acesso de clientes ao SENV. Modificação do mecanismo de repercussão de variações de preços de combustíveis nas tarifas de venda a clientes finais. Alteração das fórmulas de regulação económica das actividades da entidade concessionária da RNT e do distribuidor vinculado em MT e AT com o objectivo de proporcionar incentivos mais eficazes à obtenção de ganhos de eficiência e à melhoria da qualidade de serviço. Formalização dos instrumentos de promoção da qualidade ambiental e de gestão da procura que as empresas reguladas são chamadas a apresentar e utilizar. Melhoria do nível e da qualidade da informação a prestar aos consumidores de energia eléctrica. A Proposta de Revisão dos Regulamentos do Sector Eléctrico foi igualmente submetida a consulta pública, seguindo os mesmos trâmites aplicados ao documento de discussão, incluindo a realização de uma audição pública, a qual teve lugar em Lisboa, no dia 23 de Julho de 21. As contribuições escritas enviadas à ERSE foram tornadas públicas, salvo indicação expressa em contrário, e todos os comentários e sugestões recebidos foram considerados na elaboração da versão final dos textos dos regulamentos. A ERSE procedeu ainda à compilação dos principais comentários remetidos pelas entidades participantes, justificando a sua inclusão ou não nos regulamentos. Foram ainda ouvidos o Conselho Consultivo e o Conselho Tarifário da ERSE. Através do Despacho n.º A/21, de 14 de Agosto, foram aprovados o Regulamento Tarifário, o Regulamento de Relações Comerciais, o Regulamento do 28 29

16 Despacho e o Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações, publicados em suplemento ao Diário da República, II Série, a 1 de Setembro Regulamento Tarifário O Regulamento Tarifário estabelece as disposições aplicáveis aos critérios e métodos para a formulação de tarifas e preços de energia eléctrica e outros serviços a prestar pelas entidades por ele abrangidas, à definição das tarifas reguladas e respectiva estrutura, ao processo de cálculo e determinação das tarifas, à determinação dos proveitos permitidos, aos procedimentos a adoptar para a fixação das tarifas, sua alteração e publicitação, bem como às obrigações das entidades do SEP, nomeadamente em matéria de prestação de informação. A revisão regulamentar, publicada em 1 de Setembro de 21, introduziu um conjunto de alterações ao Regulamento Tarifário que a seguir se destacam. Regulação económica da entidade concessionária da RNT A regulação económica adoptada para as actividades da entidade concessionária da RNT (Aquisição de Energia Eléctrica para abastecimento do SEP, Gestão Global do Sistema e Transporte de Energia Eléctrica) é, de uma forma geral, idêntica à regulação estabelecida para o período de regulação Trata-se de uma regulação baseada na aplicação de uma taxa de remuneração sobre os activos fixos afectos às actividades, e em custos aceites, em base anual, incluindo incentivos explícitos à melhoria da qualidade do ambiente (Quadro 2-1). Prevêem-se também mecanismos de ajuste a posteriori do nível de proveitos permitidos em cada actividade que têm em conta variações, entre os valores previstos e os posteriormente ocorridos, da procura de energia eléctrica e dos custos. Quadro 2-1 Regulação Económica da Entidade Concessionária da RNT Tipo de Actividades Descrição das Recuperação Componentes do Custos aceites Regulação actividades dosproveitos nível de proveitos a posteriori Ajustamento Taxa de Rendibilidade Aquisição de Energia Eléctrica (AEE) Aquisição de energia eléctrica para abastecimento do SEP e elaboração de estudos para o planeamento do sistema electroprodutor. Parcela fixa repartida por duodécimos. Encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica facturados mensalmente de acordo com as previsões mensais, ajustadas tendo em conta o desvio da quantidade de energia eléctrica fornecida valorizada pelo custo marginal de curto prazo. Parcela Fixa: Encargos fixos decorrentes dos CAE, custos com aquisição aos produtores em regime especial (PRE), custos com os terrenos afectos a centros electroprodutores, outros custos associados à AEE. Parcela variável: Encargos variáveis decorrentes dos CAE, encargos com importações líquidos dos proveitos com exportações e aquisições a produtores não vinculados líquidas das vendas. Custos com os projectos de promoção da qualidade do ambiente. Custos com os contratos de interruptibilidade. Ganhos comerciais da entidade concessionária da RNT associados às aquisições ou às vendas de energia eléctrica fora do SEP. Proveitos dos contratos de garantia de abastecimento. Parcela fixa: Ajustamento anual previsional da parcela fixa resultante das diferenças nos encargos fixos de aquisição às centrais do SEP, que correspondem a diferenças na disponibilidade das centrais, nas taxas de juro e na inflação e a diferenças de quantidades das aquisições aos PRE. Ajustamento definitivo anual com desfasamento de dois anos. Parcela variável: Ajustamento trimestral com desfasamento semestral dos custos variáveis relativos aos fornecimentos dos clientes de MAT, AT e MT. Tipo de Actividades Descrição das Recuperação Componentes do Custos aceites Regulação actividades dosproveitos nível de proveitos a posteriori Ajustamento Taxa de Rendibilidade Gestão Global do Sistema (GGS) Transporte de Energia Eléctrica (TEE) Coordenação técnica do sistema integrado do SEP, coordenação comercial e sistema de acerto de contas entre o SEP e o SENV Planeamento, estabelecimento, operação e manutenção da rede de MAT e de interligação Aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema (UGS) Aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte (URT) Custos associados à coordenação técnica do sistema integrado do SEP bem como à coordenação comercial e ao acerto de contas entre o SEP e o SENV. Custos da ERSE. Remuneração dos activos, aplicando uma taxa de rendibilidade aos activos afectos à GGS, líquidos de amortizações e comparticipações. Amortizações dos activos afectos à actividade de TEE. Outros custos do exercício líquidos de proveitos facturados pela entidade concessionária da RNT no âmbito da actividade de TEE e que não resultem da aplicação das tarifas de URT. Remuneração dos activos, aplicando uma taxa de rendibilidade aos activos afectos ao transporte, líquidos de amortizações e comparticipações. Custos relacionados com a promoção da qualidade do ambiente. Custos relacionados com a promoção da qualidade do ambiente. Na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, o Regulamento Tarifário prevê a partilha entre a entidade concessionária da RNT e o Distribuidor Vinculado, da diferença entre o valor dos encargos variáveis com a aquisição de energia eléctrica verificado e o valor previsto, nos seguintes moldes: A entidade concessionária da RNT transfere para o distribuidor vinculado, trimestralmente, com um diferimento de seis meses, a diferença dos encargos variáveis com a aquisição de energia eléctrica às centrais do SEP para abastecer os consumos dos clientes em MAT, AT e MT e de parte dos encargos para abastecer os consumos dos clientes em BT. O distribuidor vinculado transfere para os clientes do SEP que podem aderir ao sistema não vinculado (clientes em MT, AT e MAT) as diferenças de encargos variáveis com a aquisição de energia eléctrica às centrais do SEP (que reflecte as variações dos preços dos combustíveis e das quantidades vendidas), trimestralmente, com um diferimento de seis meses. O distribuidor vinculado transfere para os clientes em BT a diferença de encargos variáveis com a aquisição de energia eléctrica num dado ano, através das tarifas do ano seguinte, com base em valores provisórios, sendo o ajuste final e definitivo efectuado com um diferimento de dois anos. É partilhada entre a entidade concessionária da RNT e o Distribuidor Vinculado a diferença entre o encargo variável de energia que a entidade concessionária da RNT previu pagar ao conjunto dos produtores vinculados e o montante efectivamente pago Ajustamento anual, com desfasamento de dois anos, devido a diferenças entre valores previstos e valores reais dos custos e das quantidades Ajustamento anual, com desfasamento de dois anos, devido a diferenças entre valores previstos e valores reais dos custos e das quantidades 3 31

17 pela energia para abastecimento do SEP. Desta diferença, parte fica na entidade concessionária da RNT e o remanescente é passado ao distribuidor vinculado. O mecanismo de partilha estabelecido assegura que o valor acumulado dos desvios suportados pela entidade concessionária da RNT não ultrapassa uma banda pré-definida. O ajuste trimestral transferido da entidade concessionária da RNT para o distribuidor vinculado é dado pela diferença entre os encargos variáveis de produção das centrais do SEP previstos pela entidade concessionária da RNT e os encargos reais afectos ao abastecimento de consumos do SEP, corrigidos da hidraulicidade, na parte que ultrapassar uma banda pré-definida. Este ajuste corresponde a variações dos encargos com combustível suportados pela entidade concessionária da RNT, com origem na diferença entre os preços dos combustíveis previstos e os custos reais com a sua aquisição, bem como na diferença entre o consumo de energia eléctrica previsto e o real. Quanto aos encargos fixos com a aquisição de energia eléctrica, os proveitos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica da entidade concessionária da RNT são ajustados, no final do ano, pela diferença entre os custos fixos previstos e os custos fixos ocorridos. Este ajuste, denominado ajuste na parcela fixa de aquisição de energia eléctrica, é recuperado pela entidade concessionária da RNT a posteriori e corresponde a: Diferenças na produção entregue à rede pelos produtores em regime especial. Diferenças nos encargos fixos de aquisição às centrais do SEP, que correspondem a diferenças na disponibilidade das centrais, nas taxas de juro e na inflação. Custos com os projectos de promoção da qualidade do ambiente. Custos com os contratos de interruptibilidade. Ganhos comerciais da entidade concessionária da RNT associados às aquisições ou vendas de energia eléctrica fora do SEP. Proveitos dos contratos de garantia de abastecimento. A facturação mensal da entidade concessionária da RNT ao distribuidor vinculado em MT e AT permite a transferência dos encargos correspondentes à parcela fixa dos proveitos permitidos à entidade concessionária da RNT no âmbito da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, para o distribuidor vinculado em MT e AT, através da divisão desta parcela fixa em parcelas mensais. Os encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica para abastecimento do SEP são facturados mensalmente de acordo com as previsões mensais, ajustadas tendo em conta o desvio mensal entre a quantidade de energia eléctrica prevista fornecer e a quantidade fornecida, valorizada ao custo marginal de curto prazo e sendo posteriormente ajustados trimestralmente no valor que ultrapasse uma determinada banda. Alguns valores relacionados com a actividade de Aquisição de Energia Eléctrica são aceites a posteriori, nomeadamente: Ganhos comerciais com a compra e venda de energia fora do SEP sobre os quais não existe conhecimento a priori. Custos inerentes aos contratos de interruptibilidade que vierem a ser celebrados. Custos relacionados com a promoção da qualidade do ambiente. Na actividade de Gestão Global do Sistema mantém-se, no essencial, o que estava estabelecido no Regulamento Tarifário anterior. Para a entidade concessionária da RNT continua a ser previsto o ajustamento dos proveitos relacionado com diferenças entre valores previstos e valores reais dos custos e das quantidades a reflectir na tarifa de Uso Global do Sistema, a posteriori. Também está previsto um ajustamento, que actua ao nível do distribuidor vinculado, entre o valor facturado por aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema aos clientes e o valor das aquisições à entidade concessionária da RNT por aplicação da tarifa de UGS na fronteira da entidade concessionária da RNT com a distribuição. O valor deste desvio prende-se com diferenças entre as quantidades que se previu vender e as que efectivamente o distribuidor vinculado vendeu, e é reflectido na tarifa de Uso Global do Sistema aplicada aos clientes finais, a posteriori. São considerados custos aceites a posteriori os relacionados com a promoção da qualidade do ambiente, tal como na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica. Na actividade de Transporte de Energia Eléctrica mantém-se, no essencial, o que estava estabelecido no Regulamento Tarifário anterior. Os custos directamente relacionados com a actividade de Transporte de Energia Eléctrica são aceites a priori, com base em previsões elaboradas pela entidade concessionária da RNT, em base anual. Para a entidade concessionária da RNT continua a ser previsto o ajustamento dos proveitos, relacionado com diferenças entre valores previstos e valores reais dos custos e das quantidades, a reflectir na tarifa de Uso da Rede de Transporte aplicada ao distribuidor vinculado em MT e AT, a posteriori. Também está previsto um ajustamento, que actua ao nível do distribuidor vinculado, entre o valor facturado por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte aos clientes e o valor das aquisições à entidade concessionária da RNT por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte na fronteira da entidade concessionária da RNT com a distribuição. O valor deste desvio prende-se com diferenças entre as quantidades que se previu vender e as que efectivamente o distribuidor vinculado vendeu e é reflectido na tarifa de Uso da Rede de Transporte aplicada aos clientes finais, a posteriori. São considerados custos aceites a posteriori os custos relacionados com a promoção do ambiente, tal como na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica

18 Regulação económica da entidade titular de licença vinculada de distribuição em MT e AT A experiência alcançada ao longo do período de regulação que findou em 21 e o objectivo de estabelecer tarifas complementares aditivas justificaram a introdução de alterações (Quadro 2-2), ao nível da definição das actividades desenvolvidas pelo distribuidor vinculado, para efeitos de regulação. Foram definidas as seguintes actividades reguladas do distribuidor vinculado: Distribuição de Energia Eléctrica. Comercialização de Redes. Comercialização no SEP. Compra e Venda de Energia Eléctrica. Tipo de Actividades Descrição das Recuperação Componentes do Custos aceites Regulação actividades dosproveitos nível de proveitos a posteriori Ajustamento Não aplicável Compra e Venda de Energia Eléctrica Aquisição à entidade concessionária da RNT da energia eléctrica, dos serviços de uso global do sistema e de uso da rede de transporte, necessários para o distribuidor vinculado efectuar os seus fornecimentos aos clientes do SEP, bem como à gestão da parcela livre. Aplicação das tarifas de Energia e Potência, Uso Global do Sistema e Uso das redes de Transporte aos clientes finais "Proveitos permitidos pela RNT no âmbito da actividade de AEE, GGS e TEE. Custos permitidos para a parcela de aquisição de energia eléctrica a centros produtores não vinculados, importações directas e importações através da RNT" Ajustamento anual com desfasamento de dois anos da diferença entre os valores facturados aos clientes finais pela aplicação da TEP, UGS, URT e o valor pago à RNT no âmbito da Aquisição de Energia Eléctrica, Gestão Global do Sistema e Transporte de Energia Eléctrica. Ajustamento anual entre o valor previsto da facturação aos clientes finais em BT pela aplicação da TEP e o valor pago à RNT no âmbito da aquisição de energia eléctrica para abastecimento de clientes em BT. Quadro 2-2 Proveitos Permitidos e Actividades Reguladas dos Detentores de Licença Vinculada de Distribuição Tipo de Actividades Descrição das Recuperação Componentes do Custos aceites Regulação actividades dosproveitos nível de proveitos a posteriori Ajustamento Preço Máximo Distribuição de Energia Eléctrica (DEE) Planeamento, estabelecimento, operação, manutenção e coordenação da rede de distribuição por forma a veicular a energia eléctrica dos pontos de recepção até aos clientes finais Aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição Componente fixa dos proveitos por nível de tensão. Componente variável em função da energia eléctrica entregue pela rede de distribuição a clientes vinculados e não vinculados por nível de tensão. Sendo os níveis de tensão considerados o NT (MAT/AT/MT) e o BT (BTE, BTN e IP). A evolução destas componentes ao longo do período de regulação é limitada pelo IPC e um factor de ganhos de eficiência (IPC-X). Incentivo à redução de perdas, incentivo à melhoria da qualidade de serviço e os custos relacionados com a promoção da qualidade do ambiente. Ajustamento anual, com desfasamento de dois anos, devido a diferenças entre valores previstos e valores reais dos proveitos facturados e das quantidades vendidas A actividade de Distribuição de Energia Eléctrica continua a ser regulada por preço máximo com uma evolução indexada à taxa de inflação adicionada dos ganhos de eficiência previstos para o período de regulação. Estabelece-se, ainda, um conjunto de incentivos para actuar a posteriori, a reflectir nas tarifas com um diferimento de dois anos: Incentivo à redução do nível de perdas na rede de distribuição. Incentivo à melhoria da qualidade de serviço. Incentivo à promoção da qualidade do ambiente. Continua a aplicar-se o incentivo à redução do nível de perdas prevendo-se, no entanto, que os ganhos anuais resultantes da redução do nível de perdas sejam limitados a um valor máximo e só sejam reconhecidos nas tarifas a posteriori. Os incentivos à melhoria da qualidade de serviço e à promoção da qualidade do ambiente aceites pela ERSE, são considerados nas tarifas a posteriori. Regulação mista Taxa de rendibilidade e custos aceites a priori em base anual Comercialização de Redes Comercialização no SEP Comercialização do serviço de distribuição de energia eléctrica, incluindo nomeadamente, a contratação, a leitura, a facturação e a cobrança dos serviços associados ao uso de redes Engloba a estrutura comercial de venda de energia eléctrica aos clientes do SEP, bem como, designadamente, a contratação, a facturação e o serviço de cobrança de energia eléctrica Aplicação das tarifas de Comercialização de Redes Aplicação das tarifas de Comercialização no SEP Custos de funcionamento. Remuneração dos activos, aplicando uma taxa de rendibilidade aos activos afectos à comercialização de redes, líquidos de amortizações e comparticipações." Custos de funcionamento. Remuneração dos activos, aplicando uma taxa de rendibilidade aos activos afectos à comercialização no SEP, líquidos de amortizações e comparticipações. Custos com acções de promoção da gestão da procura Ajustamento anual, com desfasamento de dois anos, devido à diferença entre o número previsto e o número realmente verificado de clientes utilizadores das redes Ajustamento anual, com desfasamento de dois anos, devido à diferença entre o número de clientes que se previa fornecer e o número de clientes realmente fornecidos A regulação adoptada para a actividade de Comercialização de Redes é uma regulação mista, estando prevista a remuneração dos activos fixos afectos a esta actividade, bem como a aceitação a priori, em base anual, dos custos de funcionamento previsionais, nomeadamente os relativos à estrutura comercial das redes, a propor pelo distribuidor vinculado para esta actividade. O ajustamento dos proveitos permitidos previstos aos proveitos facturados, a efectuar anualmente com um desfasamento de dois anos, resultará exclusivamente da diferença entre o número previsto e o número realmente verificado de clientes utilizadores das redes, e não da diferença entre custos previstos e custos ocorridos. A regulação adoptada para a actividade de Comercialização no SEP é em tudo idêntica à da actividade de Comercialização de Redes, com uma remuneração para os activos fixos afectos e com a aceitação a priori, em base anual, dos custos de funcio

19 namento que incluem, nomeadamente, os custos com a estrutura comercial da venda de energia eléctrica. O ajustamento a efectuar aos proveitos permitidos para ser recuperado nas tarifas, a posteriori, resultará da diferença entre o número de clientes que se previa fornecer e o número de clientes realmente fornecidos, e não da diferença entre custos previstos e custos ocorridos. Estão previstos incentivos às acções de promoção da gestão da procura, aceitando- -se custos que o distribuidor vinculado comprove ter efectivamente suportado com projectos efectuados neste âmbito, desde que devidamente programados e previstos no Plano da Gestão da Procura, dado a conhecer antecipadamente à ERSE. A actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica serve exclusivamente para registar a passagem dos custos provenientes da entidade concessionária da RNT para os clientes finais, bem como das compras de energia eléctrica efectuadas pelo distribuidor vinculado no âmbito da sua parcela livre, e permitir a actuação de mecanismos de ajuste anual entre os valores facturados e os adquiridos no âmbito desta actividade. Aditividade tarifária No actual quadro regulamentar definem-se tarifas para cada uma das actividades reguladas com estrutura própria, a saber: Tarifa de Energia e Potência (TEP). Tarifa de Uso Global do Sistema (UGS). Tarifas de Uso da Rede de Transporte (URT). Tarifas de Uso da Rede de Distribuição (URD). Tarifas de Comercialização de Redes (CR). Tarifas de Comercialização no SEP (CSEP). Na Figura 2-9 apresentam-se esquematicamente as relações entre as várias tarifas a aplicar pelos distribuidores vinculados aos clientes do SEP e do SENV. Figura 2-9 Aditividade das Tarifas e Proveitos a Recuperar pelos distribuidores vinculados Macroestrutura do tarifário O Regulamento Tarifário prevê também alterações ao nível da macroestrutura do tari- SENV Proveitos a Recuperar pela Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Tarifa de Energia e Potência SEP fário. É adoptado de forma consequente e integral o conceito de aditividade tarifária e de aderência da estrutura das tarifas à estrutura dos custos marginais, generalizando a garantia da não existência de subsidiações cruzadas entre actividades, entre grupos de clientes e entre clientes do SEP e do SENV. A metodologia de cálculo das diversas tarifas reguladas é definida e publicada no Regulamento Tarifário assegurando estabilidade regulatória e transparência e contribuindo para a eficiência do mercado e para a confiança dos agentes. A estrutura tarifária é estabelecida de acordo com os seguintes princípios: CNV MAT CNV AT CNV MT Tarifa de Comercialização de Redes NT (MAT, AT e MT) Proveitos a Recuperar pela Actividade de Gestão Global do Sistema Tarifa de Uso Global do Sistema Proveitos a Recuperar pela Actividade de Transporte de Energia Eléctrica Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT Proveitos Permitidos na Actividade de Distribuição de Energia Eléctrica Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT Tarifa de Comercialização de Redes em NT (MAT, AT e MT) Proveitos Permitidos na Actividade de Comercialização do SEP Tarifa de Comercialização no SEP em NT (MAT, AT, MT) Clientes Finais MAT Clientes Finais AT Clientes Finais MT Transparência e simplicidade na formulação e fixação das tarifas. Eficiência na afectação de custos, assegurando a inexistência de subsidiações cruzadas. Eficiência económica na utilização eficiente das redes e da energia eléctrica. Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT Proveitos Permitidos na Actividade de Comercialização de Redes Tarifa de Comercialização de Redes (NT, BTE e BTN) Tarifa de Comercialização Redes em BTE Tarifa de Comercialização Redes em BTN Tarifa de Comercialização no SEP em BTE Tarifa de Comercialização no SEP em BTN Clientes Finais BT Contribuição para a melhoria das condições ambientais, permitindo, nomeadamente, uma maior transparência na utilização de energias renováveis e endógenas bem como o planeamento e gestão dos recursos energéticos. As tarifas de UGS, URT, URD e de CR são aplicadas directamente às entregas a clientes não vinculados. Estas tarifas, a aplicar pelos distribuidores vinculados no âmbito do SENV, são comuns às aplicáveis no âmbito do SEP para efeitos de construção da tarifa de Venda a Clientes Finais, por nível de tensão e opção tarifária. As tarifas de Venda a Clientes Finais são calculadas de forma aditiva, a partir das tarifas 36 37

20 por actividade referidas anteriormente, adicionadas das tarifas de TEP e CSEP, as quais se aplicam a clientes finais do SEP. As tarifas aplicáveis aos fornecimentos a clientes finais do SEP e às entregas a clientes não vinculados resultam da adição de cada uma das tarifas por actividade referidas, associadas à energia consumida ou ao serviço efectivamente utilizado por cada cliente. Para permitir a aditividade tarifária, o Regulamento Tarifário prevê mecanismos de conversão das diversas tarifas para os vários níveis de fornecimento, ou de entrega de energia eléctrica, bem como para as várias opções tarifárias do SEP. As tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP bem como as tarifas a aplicar aos clientes não vinculados são o resultado da adição das tarifas por actividade convertidas para os vários níveis de tensão e opções tarifárias, prevendo-se a possibilidade de detalhar cada um dos componentes tarifários que as compõem, mediante solicitação do cliente. Aderência da estrutura das tarifas à estrutura dos custos marginais São também definidas as regras de cálculo das tarifas de cada uma das actividades reguladas que asseguram a repercussão da estrutura dos custos marginais na estrutura dos preços de cada tarifa, por forma a que sejam fornecidos os sinais económicos adequados a uma utilização eficiente da energia eléctrica e dos recursos associados. A Figura 2-1 apresenta esquematicamente a forma como as tarifas por actividade, a aplicar pelo distribuidor vinculado em MT e AT, são calculadas de acordo com os princípios de aderência aos custos marginais. Atendendo a que tarifas com preços idênticos aos custos marginais podem não proporcionar os proveitos permitidos necessários para garantir o equilíbrio económico- -financeiro das empresas, são previstos escalamentos dos custos marginais, por forma a que sejam proporcionados os proveitos permitidos ou a recuperar em cada actividade, incidindo nos termos tarifários de menor elasticidade procura/preço. Os escalamentos podem ser de natureza multiplicativa ou aditiva. No caso das tarifas TEP, URT e URD os escalamentos são multiplicativos, o que significa que os custos marginais são multiplicados por factores, por forma a que as tarifas proporcionem os proveitos desejados. Na tarifa UGS utiliza-se um escalamento do tipo aditivo que consiste em adicionar um factor em Euros por kwh ao valor dos custos marginais nos diferentes períodos horários. Nas tarifas de Comercialização de Redes e de Comercialização no SEP não se aplicam escalamentos, na medida em que os seus preços são iguais aos respectivos custos médios de comercialização para cada tipo de cliente. Figura 2-1 Custos marginais e tarifas por actividade a aplicar pelo distribuidor vinculado Custos Marginais TEP Escalonamento Produção (Multiplicativo) TEP a aplicar pelo DV Caracterização da Procura Proveitos TEP Custos Marginais UGS Escalonamento Serviços de Sistema (Aditivo) UGS a aplicar pelo DV Proveitos UGS Custos Marginais URT Escalonamento Transporte (Multiplicativo) URT a aplicar pelo DV Proveitos URT Alteração das variáveis de facturação Custos Marginais URD Escalonamento Distribuição (Multiplicativo) Tarifas de URD Proveitos URD Custos Comercialização de Redes Tarifas Comercialização de Redes Proveitos CR Custos Marginais TEP Tarifas Comercialização no SEP Proveitos CSEP Para cada uma das tarifas por actividade foram identificadas as variáveis físicas mais adequadas à valorização dos encargos efectivamente causados pelo serviço fornecido a cada cliente. Este conjunto de variáveis físicas e as suas regras de medição constituem os termos a facturar de cada uma das tarifas. No sentido de garantir uma estrutura tarifária totalmente aditiva foi necessário harmonizar as variáveis de facturação aplicáveis nas tarifas de cada uma das actividades com as aplicáveis nas tarifas de Venda a Clientes Finais. O conceito de potência tomada foi suprimido, tendo sido introduzido o conceito de potência em horas de ponta, já considerado nas tarifas de Uso das Redes e que permite a aplicação do princípio da aditividade. A potência contratada também foi redefinida, passando a corresponder à máxima potência activa média em qualquer intervalo de quinze minutos, nos últimos doze meses. A consideração dum termo tarifário fixo nas tarifas de Comercialização de Redes e de Comercialização no SEP conduziu também à sua introdução nas tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT, MT e BTE. As tarifas de Venda a Clientes Finais em BTN já consideram a existência deste termo tarifário fixo, dependente do escalão de potência contratada. Apresenta-se no Quadro 2-3 a definição das variáveis utilizadas nos termos tarifários das actuais tarifas

21 Quadro 2-3 Variáveis de facturação Variáveis Definição Potência contratada Potência que o distribuidor coloca em termos contratuais à disposição do cliente. Nos fornecimentos em MAT, AT, MT e BTE a potência contratada corresponde à mínima potência activa média em kw, registada em qualquer intervalo ininterrupto de 15 minutos, durante os últimos 12 meses. Nos fornecimentos em BTN a potência contratada corresponde à potência aparente em kva, disponibilizada ao cliente. Potência média em horas de ponta Quociente entre a energia activa fornecida em horas de ponta e o respectivo número de horas de ponta Energia de horas de ponta Energia consumida no período horário de entrega de energia eléctrica definido como período de horas de ponta Energia de horas cheias Energia consumida no período horário de entrega de energia eléctrica definido como período de horas cheias Energia de horas de vazio normal Energia consumida no período horário de entrega de energia eléctrica definido como período de horas de vazio normal Energia de horas de super vazio Energia consumida no período horário de entrega de energia eléctrica definido como período de horas de super vazio Energia reactiva fornecida Energia reactiva fornecida que, nas horas fora de vazio, exceder 4% da energia activa transitada no mesmo período Energia reactiva recebida Energia reactiva recebida transitada nas horas de vazio À energia activa consumida no período fora de vazio corresponde a agregação dos valores respeitantes à energia em horas de ponta e horas cheias. Da mesma forma, a energia de vazio engloba os valores respeitantes ao super vazio e vazio normal. Às variáveis de facturação apresentadas no quadro anterior são atribuídos os seguintes preços: Preços da potência contratada, definidos em Euros por kw, por mês. Preços da potência em horas de ponta, definidos em Euros por kw, por mês. Preços da energia activa discriminados por período tarifário, definidos em Euros por kwh. Preços da energia reactiva fornecida e consumida, definidos em Euros por kvarh. Aos preços descritos acresce o preço de contratação, leitura, facturação e cobrança correspondendo a um termo tarifário fixo definido em Euros por mês. Mecanismo de convergência para tarifas aditivas A aplicação do sistema tarifário aditivo às tarifas de Venda a Clientes Finais será efectuada de forma gradual, através da utilização do mecanismo de convergência estabelecido no artigo 79.º do Regulamento Tarifário, por forma a minimizar eventuais impactes na facturação dos clientes, resultantes das alterações nas variáveis de facturação usadas e da aplicação da nova estrutura de cálculo. Mecanismo de extinção dos descontos A existência de descontos para alguns clientes distorce a aderência dos preços da energia eléctrica aos custos marginais, causando subsidiações cruzadas entre clien- tes, inaceitáveis num sistema tarifário justo. Neste sentido, foram internalizados nas tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP os descontos com justificação económica anteriormente oferecidos aos clientes de MAT e AT. O desconto atribuído aos clientes de MT será gradualmente eliminado até 25. Normas e Metodologias Complementares De modo a garantir que a actuação de todos os agentes que participam no sector eléctrico (sejam empresas, consumidores ou outros intervenientes, incluindo a ERSE) continue a ser efectuada no cumprimento de normas claras, transparentes e não discriminatórias, entendeu a ERSE ser necessário fazer uma revisão das normas e metodologias complementares que permitam às empresas a preparação de demonstrações financeiras por actividade para efeitos de regulação, segundo critérios uniformes de separação contabilística, de acordo com o previsto no actual Regulamento Tarifário. Desenvolveram-se ao longo de 21 normas contabilísticas complementares que dizem respeito aos custos de aquisição de energia eléctrica incorridos no âmbito dos CAE. Estas normas desagregam os custos tendo em conta as suas variáveis explicativas Regulamento de Relações Comerciais O actual Regulamento de Relações Comerciais (RRC) foi estruturado com vista a facilitar a compreensão das regras aplicáveis ao relacionamento comercial no Sector Eléctrico, nomeadamente pela inserção de matérias sobre o relacionamento comercial entre o SEP e o SENV. A evolução do sector eléctrico e a própria verificação da aplicação do anterior RRC ao longo de três anos de vigência determinaram alterações ao nível do seu conteúdo, preenchendo lacunas ou adoptando medidas de incentivo à melhoria do relacionamento comercial. Ligações às Redes do SEP O RRC apresenta um conjunto de inovações significativas ao nível das Ligações às Redes do SEP. Distingue entre redes do SEP e elemento de ligação, substitui a classificação de elementos de rede por elementos de ligação e prevê a elaboração de orçamentos mais completos e discriminados. A faculdade de construção dos elementos de ligação pelos próprios meios do requisitante foi alargada aos elementos de ligação para uso partilhado, desde que, neste caso, tenha sido estabelecido acordo com o respectivo operador da rede. A prerrogativa de pagamento prévio à construção da ligação foi eliminada. Os encargos com a ligação de instalações de produtores à RNT ou às redes de distribuição, salvo acordo entre as partes, são da responsabilidade dos produtores. Para as condições de construção dos elementos de ligação das instalações produtoras, de eventual reforço das redes e de pagamento, foi adoptada a regra do acordo entre as partes, na falta do qual caberá à ERSE decidir, tendo por base as 4 41

22 propostas das partes para o efeito. Foram introduzidas obrigações de informação a prestar, por um lado, pelos requisitantes de uma ligação aos operadores das redes em causa e, por outro lado, pelos operadores à ERSE. Equipamentos de Medição Ao nível dos equipamentos de medição, as alterações de conteúdo a assinalar são a integração em sistemas de telecontagem de todos os equipamentos de medição das instalações em MT, AT e MAT, de acordo com um programa faseado a aprovar pela ERSE e a publicação de um guia técnico de telecontagem. A aprovação de um regime transitório a aplicar em cada ano, quando os equipamentos de medição não adequados às opções tarifárias dos clientes, passa a depender de justificação anual por parte dos distribuidores vinculados. Contrato de Fornecimento de Energia Eléctrica No que respeita aos contratos de fornecimento de energia eléctrica, estes passam a poder ser celebrados por outra forma que não apenas a escrita (ex.: por telefone), desde que a mesma tenha sido acordada com o distribuidor, seja precedida do envio das condições gerais e particulares do contrato, o consumidor não declare expressamente a sua rejeição no prazo de 15 dias e já tenha sido iniciado o fornecimento de energia eléctrica. Nos casos em que a transmissão de instalação do cliente tenha sido comunicada ao distribuidor, se o novo utilizador não celebrar novo contrato no prazo de 15 dias, o distribuidor pode interromper o fornecimento de energia eléctrica. Foi eliminada a taxa de religação nos casos em que se verificava um pedido de religação, pelo mesmo cliente, antes de decorridos doze meses sobre a cessação do contrato. A metodologia para a estimativa dos consumos seleccionada pelo consumidor passa a dever constar das condições particulares do contrato de fornecimento de energia eléctrica, só podendo ser alteradas por acordo expresso das partes. Foi também introduzida, de forma expressa, como causa de cessação do contrato de fornecimento de energia eléctrica no SEP, a entrada em vigor do Acordo de Acesso e Operação das Redes, celebrado pelos clientes que tenham decidido aderir ao SENV. Facturação Em matéria de facturação, o actual RRC prevê expressamente a obrigação de disponibilizar ao cliente uma factura com informação detalhada, cujo conteúdo, já aprovado pela ERSE, determina uma maior desagregação dos valores facturados e a integração de um conjunto de informações essenciais. Interruptibilidade A partir de 1 de Janeiro de 23 vigorará um novo regime de interruptibilidade a aprovar pela ERSE, mantendo-se o previsto no anterior Regulamento Tarifário até 31 de Dezembro de 22. Os contratos de interruptibilidade passarão a ser celebrados com a entidade concessionária da RNT, a qual, na qualidade de Agente Comercial do SEP, e com base no Plano de Expansão do Sistema Electroprodutor, identifica as necessidades do SEP de potência interruptível para o ano seguinte. Acesso ao SENV Para efeitos de acesso de clientes ao SENV, o RRC considera elegíveis todas as instalações consumidoras alimentadas em MT, AT e MAT, com consumo efectivo ou previsto não nulo, fixando em 3 dias a antecedência mínima de pré-aviso. O prazo de decisão da ERSE sobre pedidos de atribuição do estatuto de cliente não vinculado passa de 3 para 15 dias úteis, sendo simplificados os procedimentos de atribuição do estatuto, ao tornar-se desnecessária a realização de demonstração de consumos e pela utilização de formulários já aprovados. A divulgação da lista de clientes não vinculados será feita na página da ERSE na Internet. Foi igualmente eliminada a possibilidade de pagamento de compensações ao SEP por antecipação dos prazos de pré-aviso de acesso ao SENV e introduzida a definição de instalação consumidora. As alterações introduzidas nas regras para a adesão de clientes não vinculados (CNV) ao SEP seguiram, com as necessárias adaptações, as referidas para o acesso de clientes ao SENV. Caução No regime da caução salienta-se a introdução do direito à devolução da caução na circunstância de, tendo sido prestada, o cliente em BTN permanecer cumpridor da sua obrigação de pagamento durante dois anos. Desde 1998, a prestação de caução pelos clientes em BTN só é exigível nas situações de incumprimento da obrigação de pagamento por parte do cliente, o qual também já podia obstar à prestação de caução quando, na sequência de incumprimento e depois de regularizada a dívida, optasse pela transferência bancária como meio de pagamento. Este regime determinou a aprovação pela ERSE de um plano faseado de devolução das cauções prestadas anteriormente, cuja execução teve lugar entre Janeiro e Outubro de 2. Reclamações e Resolução de Conflitos Foi introduzido um conjunto de regras sobre o tratamento de reclamações e a resolução de conflitos, precisando a actuação da ERSE nesta área, em especial o procedimento da mediação e prevendo a obrigação das empresas reclamadas disponibilizarem informações, num prazo máximo, quando solicitadas pela ERSE ao abrigo de processos de mediação ou de conciliação de conflitos. Relacionamento Comercial SEP/SENV O relacionamento comercial entre o SEP e o SENV foi objecto de uma revisão no sentido de simplificar e adequar o tratamento dos CNV ao dos clientes do SEP. Para 42 43

23 esse efeito foi definido o conceito de fornecedor, que poderá ser um produtor não vinculado, um cogerador ou uma entidade externa ao SEN. Este conceito vem permitir aos CNV relacionarem-se comercialmente apenas com o seu fornecedor, delegando-lhe o relacionamento comercial com as entidades do SEP, em variados assuntos. Foram reunidas as questões relativas às condições específicas de relacionamento comercial entre o SEP e o SENV, anteriormente referidas no Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações, mas também dispersas pelo anterior RRC, pelas minutas do Acordo de Acesso e Operação das Redes, pelo Manual de Procedimentos do Gestor de Ofertas e pelo Manual de Procedimentos do Agente Comercial do SEP. Contratos Bilaterais Físicos Relativamente aos contratos bilaterais físicos, permite-se que apenas o fornecedor necessite de obter o estatuto de agente de ofertas, através da celebração do Contrato de Adesão ao Sistema de Ofertas, com a entidade concessionária da RNT. Nesta situação, o fornecedor deverá pagar os desvios ao programa de contratação da sua carteira de contratos bilaterais físicos, de forma agregada por período horário, isto é, o saldo horário calculado pela soma algébrica dos desvios de cada um dos seus contratos. Desvios de Agentes de Ofertas No que se refere aos desvios dos agentes de ofertas, estes passam a ser valorizados tendo por base apenas a tarifa de Energia e Potência, de modo ponderado consoante a banda de desvio em que se inserem, em vez de valorizar cada desvio horário ao preço do maior escalão de desvio que lhe está associado, conforme era feito anteriormente. O período de envio de modificações às ofertas diárias já enviadas, actualmente possível em dias úteis, foi estendido a todos os dias da semana com a mesma hora limite, quer as ofertas sejam referentes ao próprio dia ou a dias subsequentes. Contratos de Garantia de Abastecimento No que diz respeito aos Contratos de Garantia de Abastecimento, estes passam a ser celebrados apenas entre a entidade concessionária da RNT e os agentes de ofertas fornecedores de energia eléctrica através de contratos bilaterais físicos. As condições gerais do contrato, as condições de pagamento e de activação dos contratos de garantia de abastecimento, bem como os procedimentos de selecção de propostas para a celebração dos mesmos, passam a constar do Manual de Procedimentos do Agente Comercial do SEP, cuja proposta é da responsabilidade da entidade concessionária da RNT Regulamento do Despacho O Regulamento do Despacho (RD) estabelece as disposições aplicáveis à realização do despacho pela entidade concessionária da RNT, através do Gestor de Sistema, nomeadamente os princípios e as condições técnicas e de segurança a observar, bem como os procedimentos destinados a garantir a sua concretização e verificação. Definem-se, em linhas gerais, as atribuições do Gestor de Sistema cujas principais áreas de competência do Gestor de Sistema são as seguintes: A coordenação do funcionamento da RNT, incluindo a gestão das interligações em MAT e dos pontos de entrega de energia eléctrica ao distribuidor vinculado em MT e AT. A modulação da produção, em função do consumo, dos centros electroprodutores sujeitos a despacho. A coordenação das indisponibilidades da RNT e dos centro electroprodutores sujeitos a despacho. O RD estabelece o conjunto de matérias a detalhar no Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema, bem como os procedimentos associados à elaboração e aprovação do mesmo. Programação da exploração Ao nível da programação da exploração, são estabelecidas as principais linhas de orientação que o Gestor de Sistema deve seguir na verificação do programa diário de exploração e na elaboração do programa de despacho, designadamente no que diz respeito às trocas de informação com o Agente Comercial do SEP e o Gestor de Ofertas. O RD define também as competências do Gestor de Sistema no estabelecimento dos critérios de segurança a respeitar durante a exploração do sistema eléctrico, designadamente na fase de verificação técnica dos programas provisionais diários. Adicionalmente, descrevem-se as principais medidas a tomar após a verificação técnica, sempre que seja necessário executar alterações aos programas provisórios estabelecidos. Exploração do sistema em tempo real A exploração do sistema em tempo real é assegurada através do controlo e operação do sistema eléctrico. O controlo do sistema em tempo real visa a manutenção das principais grandezas dentro de limites que respeitem os níveis de segurança e de qualidade de serviço regulamentares, bem como a identificação das acções necessárias para alcançar esse objectivo, tendo por base a permanente monitorização do estado de funcionamento do sistema. A operação do sistema em tempo real consiste na execução das manobras decorrentes das decisões tomadas na fase de controlo

24 São identificadas as variáveis de controlo que permitem a monitorização do sistema, bem como o conjunto de deveres e obrigações das entidades abrangidas por este regulamento relativamente à sua participação na exploração do sistema, incluindo o acesso às instalações dos utilizadores das redes. No que diz respeito a medidas de exploração, o RD identifica as diferentes formas e conteúdos das comunicações entre o Gestor de Sistema e os diversos agentes do sistema eléctrico, em especial as instruções de despacho. Ainda no âmbito das medidas de exploração, são descritas as principais atribuições do Gestor de Sistema no que concerne à modulação da produção, em função do consumo, de acordo com o programa de despacho. São ainda estabelecidas as disposições aplicáveis no âmbito da avaliação da segurança do sistema eléctrico, tais como a definição de situações de carência de energia e respectivas medidas a tomar, designadamente a activação dos contratos de interruptibilidade ou dos planos de deslastre elaborados previamente pelo Gestor de Sistema. Relativamente às competências de coordenação do restabelecimento de serviço, são estabelecidas as linhas orientadoras da elaboração do plano de reposição de serviço. Gestão de serviços de sistema Por forma a assegurar níveis aceitáveis de qualidade de serviço no fornecimento de energia eléctrica, são previstos serviços de sistema obrigatórios, nomeadamente a regulação de frequência e de tensão e a manutenção da estabilidade, que não são passíveis de qualquer remuneração. São previstos ainda serviços complementares, como a compensação síncrona, compensação estática, reserva, telerregulação, arranque autónomo e telearranque. O RD descreve as principais linhas de orientação a seguir pelo Gestor de Sistema na elaboração do Plano de Necessidades de Serviços de Sistema, bem como a gestão da contratação desses serviços. Coordenação de indisponibilidades A coordenação de indisponibilidades tem como objectivos a optimização da exploração dos meios de produção sujeitos a despacho centralizado e a garantia da segurança e qualidade no abastecimento dos consumos de energia eléctrica. O RD estabelece os principais critérios e acções a observar pelo Gestor de Sistema na prossecução destes objectivos. Neste sentido, compete ao Gestor de Sistema elaborar o Plano Anual de Manutenção do SEN, o qual inclui as indisponibilidades programadas de todos os elementos do sistema eléctrico. À medida que surgem novas indisponibilidades, ou alterações às previstas no Plano Anual de Manutenção do SEN, estas são incorporadas no Plano de Indisponibilidades, também da competência do Gestor de Sistema. Registo e divulgação de informação A divulgação de informação aos vários agentes que actuam no sector eléctrico é uma importante atribuição do Gestor de Sistema. Salienta-se, pela sua importância para o comércio internacional de energia eléctrica, o estabelecimento da metodologia de determinação da capacidade de interligação disponível para fins comerciais, em base horária, bem como o seu cálculo e divulgação. Adicionalmente, o RD estabelece o conjunto de matérias sobre as quais o Gestor de Sistema deve manter registos actualizados, assim como o conjunto de medidas que devem ser acompanhadas de relatórios justificativos. O presente regulamento define também as matérias que devem ser divulgadas pelo Gestor de Sistema, os principais procedimentos associados e os respectivos fluxos de informação entre o Gestor de Sistema e as demais funções da entidade concessionária da RNT Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações O Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações (RARI) estabelece as regras segundo as quais se processa o acesso às redes e às interligações, nomeadamente os aspectos técnicos e comerciais relacionados com o acesso de terceiros às redes. Com a publicação do Decreto-Lei n.º 538/99, de 13 de Dezembro, o direito de acesso às redes do SEP foi estendido aos co-geradores que pretendam fornecer energia eléctrica através das redes do SEP às entidades por eles abastecidas, ficando sujeitos, na parte que lhes seja aplicável, às disposições, regras e regulamentos que regem o funcionamento do SENV. Assim, o RARI inclui no seu âmbito de aplicação estas entidades, aplicando-se-lhes as disposições previstas para os produtores e clientes não vinculados, respectivamente. Foi também definido o conceito de fornecedor, que engloba todas as entidades que colocam energia eléctrica na rede, nomeadamente os produtores não vinculados, os co-geradores, nos termos do parágrafo anterior, e as entidades externas ao SEN. Caracterização e planeamento das redes do SEP A informação prestada pelas entidades detentoras das redes assume importância crucial para o acesso às mesmas. Neste contexto, e reflectindo a preocupação de promover a transparência e a concorrência, o RARI regulamenta os aspectos a tratar relativamente à caracterização das redes e das interligações, prevendo um conjunto de obrigações de prestação de informação por parte dos operadores das redes. Destas obrigações destacam-se as características a apresentar nos estudos de determinação da capacidade de interligação disponível para fins comerciais, bem como a sua metodologia, a caracterização das interligações, da RNT e da rede de distribuição em MT e AT, nomeadamente as perdas em base horária e os eventuais pontos de congestionamento

25 É regulamentado ainda o planeamento da rede de transporte, da rede de distribuição em AT e da rede de distribuição em MT, bem como os investimentos na rede de transporte. Acordo de Acesso e Operação das Redes O Acordo de Acesso e Operação das Redes estabelece as condições gerais do acesso às redes. Por forma a facilitar e centralizar os procedimentos do acesso de terceiros às redes, o Acordo de Acesso e Operação das Redes deve ser celebrado com o distribuidor vinculado em MT e AT, excepto no caso dos produtores ligados à RNT, que devem celebrar o acordo com a entidade concessionária da RNT. Ainda no sentido de facilitar e centralizar os procedimentos, é previsto que, para fornecimentos de energia eléctrica por contrato bilateral físico, a responsabilidade pelo pagamento das tarifas aplicáveis ao acesso às redes possa ser atribuída ao fornecedor. O RARI regulamenta os vários aspectos deste acordo, nomeadamente os relativos às entidades celebrantes, duração, alteração, suspensão, cessação e respectivas garantias. Condições técnicas do acesso às redes O RARI estabelece as condições gerais do acesso às redes e em particular às interligações, regulamentando as condições técnicas a integrar no Acordo de Acesso e Operação das Redes. É abordada ainda a prestação de informação, por parte dos candidatos e utilizadores das redes, ao distribuidor vinculado em MT e AT e à entidade concessionária da RNT. São também estabelecidas regras relativas às restrições de rede, falhas de disponibilidade e situações de excepção. Condições Comerciais do Acesso às Redes Ao nível das condições comerciais do acesso às redes, o RARI prevê a retribuição pela utilização das instalações e serviços através da aplicação de tarifas reguladas. No respeitante a tarifas, são apresentadas as várias grandezas a medir, concretamente, a potência contratada, a potência em horas de ponta e a energia reactiva. O RARI estabeleceu ainda as regras de aplicação dos factores de ajustamento para perdas. Procedimentos do Acesso O RARI regulamenta a tramitação processual do pedido de acesso às redes, nomeadamente como dar início ao processo de acesso, bem como a análise e a decisão dos pedidos de acesso e os respectivos fundamentos de recusa. Comissão de utilizadores das Redes No que respeita à Comissão de Utilizadores das Redes, o RARI regulamenta não só a sua composição e funções como também o seu funcionamento, detalhando os procedimentos de aprovação do Acordo de Acesso e Operação das Redes Regulamento da Qualidade de Serviço O Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS), publicado através do Despacho n.º A/2, de 23 de Junho (Diário da República - II série), da Direcção-Geral de Energia (DGE), entrou em vigor a 1 de Janeiro de 21. A elaboração, publicação e actualização do RQS é da competência da DGE, estando atribuída à ERSE a responsabilidade pela integral verificação da sua aplicação. O RQS estabelece os padrões mínimos, de natureza técnica e comercial, a que deve obedecer o serviço prestado pelas entidades do Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP). A qualidade de serviço de natureza técnica refere-se aos seguintes aspectos: Continuidade de serviço: número, duração e frequência de ocorrência das interrupções de serviço. Qualidade da onda de tensão: amplitude, frequência, forma de onda e simetria do sistema trifásico da tensão de alimentação. A qualidade de serviço de natureza comercial engloba os aspectos de relacionamento da entidade concessionária da RNT e dos distribuidores vinculados com os seus clientes, designadamente no que se refere ao atendimento, informação, assistência técnica e avaliação da satisfação dos clientes. A qualidade de serviço prestada pelas empresas de transporte e distribuição de energia eléctrica do SEP é caracterizada através de indicadores de qualidade de serviço e deve obedecer a valores mínimos de qualidade - padrões de qualidade de serviço. Quer os indicadores, quer os padrões de qualidade de serviço técnica ou comercial podem: Referir-se à globalidade das redes ou a um conjunto de clientes com características comuns - qualidade de serviço geral. Estar associados a um ponto de entrega ou a um cliente - qualidade de serviço individual. A caracterização e avaliação da qualidade de serviço é diferenciada por nível de tensão e zona geográfica. O RQS estabelece três zonas geográficas com a seguinte classificação: Zona A: localidades com mais de 25 mil clientes. Zona B: localidades com um número de clientes compreendido entre 5 e 25 mil clientes. Zona C: restantes localidades. Aos níveis de tensão mais elevados e à Zona A estão associados padrões de qualidade mais exigentes, correspondendo aos níveis de tensão mais baixos e à Zona C valores menos exigentes

26 Do regulamento são excluídas as situações de incumprimento dos padrões de qualidade de serviço originadas por casos fortuitos ou de força maior, nomeadamente situações que resultem da ocorrência de greve geral, alteração da ordem pública, incêndio, terramoto, inundação, vento de intensidade excepcional, descarga atmosférica directa, sabotagem, malfeitoria e intervenção de terceiros devidamente comprovada. O RQS estabelece que a verificação do cumprimento dos padrões de natureza técnica será realizada com base num plano anual de monitorização o qual deverá prever a execução de medições numa amostra significativa de pontos da rede. A realização do plano é da responsabilidade da entidade concessionária da RNT e dos distribuidores vinculados. A DGE é a entidade responsável pela sua aprovação, competindo à ERSE a fiscalização do seu cumprimento. A entidade concessionária da RNT e os distribuidores vinculados procederão anualmente à caracterização da qualidade da onda de tensão na rede que exploram em conformidade com o plano de monitorização referido. O RQS estabelece que, em condições normais de exploração, as características da onda de tensão de alimentação no ponto de entrega ao cliente devem respeitar: O disposto na norma NP EN 5 16, em MT e BT. O disposto no anexo n.º 2 do RQS, em MAT e AT. Para além do estabelecimento de indicadores e padrões de qualidade comercial, o RQS aborda ainda os seguintes aspectos: Atendimento dos clientes - os distribuidores vinculados devem adoptar modalidades de atendimento diversificadas, nomeadamente centros de atendimento e atendimento telefónico de utilização gratuita. Informação aos clientes - os distribuidores vinculados devem prestar informação rigorosa e actualizada sobre diversos assuntos associados ao fornecimento de energia eléctrica e serviços conexos. Clientes com necessidades especiais - os distribuidores vinculados devem adoptar modos de relacionamento comercial adequados às especificidades dos clientes registados como clientes com necessidades especiais. Avaliação do grau de satisfação dos clientes - os distribuidores vinculados devem promover a realização de inquéritos ou estudos de imagem que permitam aferir o grau de satisfação dos seus clientes em relação à qualidade de fornecimento de energia eléctrica e serviços conexos. Sempre que os clientes ou entidades abrangidas pelo RQS considerem não terem sido devidamente acautelados os seus direitos ou satisfeitas as expectativas respeitantes às exigências de qualidade de serviço definidas na lei e no RQS, podem apresentar uma reclamação junto da entidade do SEP com quem se relacionam. A entidade reclamada deverá responder no prazo de 2 dias úteis contados a partir da data de recepção da reclamação. O RQS estabelece o pagamento de compensações por parte do distribuidor vinculado aos seus clientes, sempre que se verifique o incumprimento dos valores estabelecidos para os padrões individuais de continuidade de serviço e de qualidade comercial. O processo de pagamento das compensações é desencadeado a partir de solicitação, por parte do cliente, junto do respectivo distribuidor vinculado. O RQS estabelece ainda a obrigatoriedade de elaboração anual de relatórios da qualidade de serviço às seguintes entidades: entidade concessionária da RNT, distribuidores vinculados e ERSE. Os relatórios da qualidade de serviço a elaborar pela entidade concessionária da RNT e por cada distribuidor vinculado devem incluir informação que permita caracterizar as actividades e desempenho das respectivas entidades, nomeadamente no que se refere a indicadores gerais de continuidade de serviço, resultados e análise das medições da qualidade da onda de tensão, reclamações apresentadas e acções para promover a melhoria da qualidade de serviço. A publicação de um relatório anual de qualidade de serviço por parte da ERSE insere- -se no âmbito das actividades relativas à verificação da aplicação do RQS Direitos dos consumidores Serviço público A noção de serviço público no sector eléctrico é expressamente evidenciada pela Directiva Comunitária 96/92/CE, de 19 de Dezembro de 1996, relativa ao mercado interno da electricidade. Sem prejuízo do cumprimento das disposições do Tratado CE respeitantes à concorrência, a referida directiva prevê que os Estados-membros possam impor às empresas do sector eléctrico, no interesse económico geral, obrigações de serviço público relativas à segurança, incluindo do abastecimento, regularidade, qualidade e preço dos fornecimentos, e à protecção do ambiente, determinando ainda que essas obrigações devem ser claramente definidas, transparentes, não discriminatórias e controláveis. Deste modo, em simultâneo com os objectivos de liberalização do mercado de electricidade, reconhece-se a necessidade de satisfazer certas obrigações de serviço público. No plano nacional, a Lei n.º 23/96, de 26 de Julho (lei dos serviços públicos essenciais) estabeleceu no ordenamento jurídico alguns mecanismos destinados a proteger o utente de serviços públicos essenciais, onde se integra o serviço público de fornecimento de energia eléctrica. No entanto, é no pacote legislativo de 1995 que se enunciam, de modo particular, as características de serviço público previstas para o sector eléctrico. Nos termos do direito comunitário, em particular da Directiva 96/92/CE, cabe aos Estados-membros a definição das obrigações de serviço público no sector eléctrico, integrando uma das categorias pré-determinadas: segurança do abastecimento, regularidade, qualidade e preço dos fornecimentos e protecção do ambiente. Ainda 5 51

27 que publicados anteriormente à referida directiva, os Decretos-Lei n. os 182 a 185, de 27 de Julho de 1995, já acolhiam as orientações comunitárias e concretizam estas categorias de obrigações de serviço público, igualmente consagradas no RRC, no capítulo dedicado às condições específicas de relacionamento comercial no SEP. O quadro seguinte apresenta um elenco das características de serviço público, enquadráveis nas categorias de obrigações de serviço público mencionadas, acompanhando-as da respectiva referência legislativa portuguesa. Quadro 2-4 Serviço público no sector eléctrico Categoria Obrigação/direito Entidade Visada Referências Legislativas Segurança do Fornecimento de energia Distribuidores N.º 1 do artigo 5.º do abastecimento e eléctrica aos clientes que a vinculados Decreto-Lei n.º 184/95 universalidade do requisitarem e que de 27 de Julho abastecimento preencham os requisitos legais para o efeito. Fornecer a energia eléctrica Distribuidores vinculados Alínea a) do artigo 32.º do a quem a requisitar, dentro Decreto-Lei n.º 184/95, da sua área de actuação de 27 de Julho Obrigação de fornecer Entidade concessionária N.º 1 do artigo 9.º do energia eléctrica aos da RNT Decreto-Lei n.º 185/95, distribuidores vinculados de 27 de Julho em MT e AT e de a entregar aos consumidores ligados às suas redes Assegurar em todo o Entidade concessionária Artigo 7.º do território continental a da RNT e Decreto-Lei n.º 182/95, satisfação das necessidades distribuidores vinculados de 27 de Julho dos consumidores de energia eléctrica Regulamento do Exercer de forma contínua Entidade concessionária Artigo 39.º do Fornecimento e regular a actividade e só da RNT, produtores e Decreto-Lei n.º 182/95, a interromper mediante distribuidores vinculados de 27 de Julho autorização ou instruções da entidade responsável pela gestão técnica global do SEP Manter o centro electro- Produtores vinculados Artigo 27.º do produtor em regular Decreto-Lei n.º 183/95, funcionamento e só de 27 de Julho interromper a actividade mediante autorização da entidade concessionária da RNT O fornecimento de energia Distribuidores vinculados N.º 3 do artigo 5.º eléctrica, salvo casos fortuitos e artigos 6.º e 7.º do ou de força maior, só pode Decreto-Lei n.º 184/95, ser interrompido por razões de 27 de Julho de interesse público, de serviço ou de segurança ou por facto imputável ao cliente ou a terceiros A prestação do serviço Entidade concessionária N.º 1 do artigo 5.º da público não pode ser da RNT e distribuidores Lei n.º 23/96, suspensa sem pré-aviso vinculados de 26 de Julho adequado, salvo caso fortuito ou de força maior Categoria Obrigação/direito Entidade Visada Referências Legislativas Preço do Princípio da Distribuidores vinculados Alínea a) do artigo 29.ºdo Fornecimento uniformidade tarifária Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de Julho Constituição de um fundo de Entidade concessionária Artigo 37.º do correcção de hidraulicidade da RNT Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de Julho Assegurar a racionalidade Entidade concessionária Alínea b) do n.º 2 e eficiência dos meios a da RNT, produtores e do artigo 2.º do utilizar para a melhoria das distribuidores de energia Decreto-Lei n.º 182/95, condições económicas de eléctrica de 27 de Julho funcionamento Qualidade do O serviço prestado pelas Entidade concessionária Artigo 41.º do Serviço entidades do SEP deve da RNT, produtores e Decreto-Lei n.º 182/95, obedecer aos padrões distribuidores vinculados de 27 de Julho regulamentares de qualidade de serviço O fornecimento de energia Distribuidores Artigo 8.º do eléctrica aos clientes do SEP vinculados Decreto-Lei n.º 184/95, e a prestação do serviço de de 27 de Julho distribuição devem obedecer a padrões regulamentares de qualidade de serviço Assegurar a qualidade de Distribuidores Alínea c) do n.º 3 serviço de acordo com as vinculados do artigo 27.º do normas aplicáveis Decreto-Lei n.º 184/95, de 27 de Julho Ambiente Utilização racional dos Entidade concessionária N.º 3 do artigo 2.º do recursos naturais da RNT, produtores Decreto-Lei n.º 182/95, e distribuidores de de 27 de Julho energia eléctrica Minimização dos Produtores vinculados Artigo 28.º do impactes ambientais Decreto-Lei n.º 183/95, de 27 de Julho Prevenção de conflitos A regulação do mercado da electricidade envolve uma componente dedicada ao tratamento de litígios que possam emergir do relacionamento entre os vários intervenientes no sector. Esta tarefa implica frequentemente a criação de regras específicas, visando o equilíbrio dos interesses que possam estar em causa, ou seja, por um lado, o interesse público e, por outro, o dos intervenientes no mercado. O cumprimento de tais regras pelos agentes económicos e a sua fiscalização pelas autoridades competentes devem permitir, pelo menos no plano dos objectivos, a prevenção de eventuais conflitos. No sector eléctrico português, a DGE e a ERSE recebem da lei o direito de exigir informação junto dos operadores do sector, no âmbito das suas funções. Por sua vez, como entidades públicas, de natureza administrativa, a DGE e a ERSE são igualmente incumbidas do dever de informar, facultando o acesso a documentos administrativos produzidos ou disponibilizando informação sobre os procedimentos em curso, aos directamente interessados. Além dos direitos e obrigações de informação decorrentes das disposições legais aplicáveis, constituindo já um importante contributo para a prevenção de conflitos, as 52 53

28 entidades reguladoras encontram-se ainda em posição privilegiada para promover e organizar a divulgação de informação adequada aos próprios consumidores. No domínio do relacionamento comercial e contratual, é ao nível da protecção dos direitos e interesses dos consumidores que a lei impõe deveres especiais de informação por parte dos prestadores de serviços públicos essenciais aos seus clientes, designadamente no serviço público de fornecimento de energia eléctrica (Lei n.º 23/96, de 26 de Julho lei dos serviços públicos essenciais). A lei prevê também penalidades contratuais pela falta de informação ou informação insuficiente, ambígua ou inadequada ao consumidor (Lei n.º 24/96, de 31 de Julho lei de defesa do consumidor). O recente Livro Verde sobre a defesa do consumidor na UE, apresentado pela Comissão em Outubro de 21 (COM (21) 531), destaca a informação como um aspecto essencial ao relacionamento comercial entre os consumidores e as empresas. A sobrecarga deliberada de informações, o recurso excessivo a cláusulas em letras pequeninas ou as omissões de informação podem vir a ser encaradas numa perspectiva de prática comercial desleal. O referido Livro Verde menciona ainda alguns aspectos, relativamente aos quais a informação pode ter uma influência decisiva, com correspondentes consequências no plano da prevenção de conflitos. A informação é relevante quando se afirma que a confiança dos consumidores pressupõe a clareza e a segurança no conhecimento dos seus direitos ou quando se elevam os benefícios da participação dos consumidores nas próprias decisões dos reguladores, designadamente, ao nível da aceitação de tais decisões. A estrutura organizativa da ERSE reflecte esta preocupação, integrando nos seus órgãos consultivos representantes dos vários interesses no sector eléctrico, onde se incluem os dos consumidores. A figura seguinte dá conta dos principais temas objecto de pedidos de informação dirigidos à ERSE em 21. Figura 2-11 Tipificação de Pedidos de Informação Relacionamento comercial (RRC) 14% Abertura de Mercado Tarifas e preços / Acesso ao SENV 23% 18% Ambiente e PRE 16% Questões técnicas (DGE) 13% Qualidade de serviço 16% Resolução de conflitos À regulação de litígios importa igualmente a utilização de instrumentos permitindo a sua resolução célere e facilmente acessível às partes envolvidas em eventuais conflitos. No quadro comunitário e a nível nacional registam-se já diversas iniciativas de incentivo e de aplicação de mecanismos de resolução alternativa de conflitos, ou seja, de natureza extrajudicial. É na área dos chamados conflitos de consumo que a Comissão Europeia tem concentrado particular atenção, promovendo a criação de uma Rede Europeia Extrajudicial (EEJ-net) e procedendo à publicação de recomendações, no âmbito das quais prevê um conjunto de princípios aplicáveis aos organismos responsáveis pela resolução extrajudicial de litígios de consumo, cujos procedimentos utilizados propõem ou impõem uma solução ao caso concreto ou consistem na simples tentativa de aproximar as partes para as convencer a encontrar uma solução de comum acordo. O ordenamento jurídico nacional tem reflectido este mesmo tipo de orientações, com incidência na resolução de conflitos de consumo e de outra natureza. O sector eléctrico não foge a esta tendência e também a ERSE viu consagrada a possibilidade de fazer uso de mecanismos na resolução extrajudicial de conflitos mediação e conciliação, relativamente aos litígios de natureza comercial e contratual emergentes do relacionamento entre a entidade concessionária da RNT, as entidades titulares de licenças de produção ou distribuição e os consumidores de energia eléctrica. Para o mesmo tipo de conflitos, o Decreto-Lei n.º 187/95, de 27 de Julho, que criou a ERSE, e o Decreto-Lei n.º 44/97, de 2 de Fevereiro, que aprovou os seus estatutos, atribuíram à ERSE o dever de fomentar a arbitragem voluntária. Esta incumbência mantém-se nos novos estatutos da ERSE, aprovados pelo Decreto-Lei n.º 97/22, de 12 de Abril. Embora não exista qualquer enumeração exaustiva dos procedimentos de resolução extrajudicial de conflitos, os mais frequentemente utilizados são a mediação, a conciliação e a arbitragem voluntária. Através da mediação e da conciliação, a ERSE pode, respectivamente, recomendar a resolução de um conflito e sugerir às partes que encontrem de comum acordo uma solução para o conflito. São procedimentos com carácter voluntário, cujas decisões são da responsabilidade das partes, na medida em que a resolução do caso concreto não pode ser imposta pela ERSE. A arbitragem voluntária consiste na submissão de um litígio à decisão de árbitro(s), a qual pressupõe a adesão prévia das partes através da celebração de uma convenção de arbitragem. A decisão proferida ao abrigo de um processo arbitral recebe valor idêntico ao da sentença dos tribunais judiciais de 1.ª instância. A resolução extrajudicial de conflitos importa encargos muito reduzidos para as partes litigantes. O recurso à mediação é normalmente gratuito, enquanto que a conciliação e a arbitragem importam habitualmente uma comparticipação monetária dos intervenientes, sempre de valor diminuto e em regra proporcional ao valor objecto do litígio

29 Já em 21, com o propósito de manter e incrementar a sua actividade na área da resolução de conflitos, a ERSE aprovou o Regulamento de Mediação e Conciliação de Conflitos e requereu junto do Instituto do Consumidor o respectivo registo enquanto entidade que intervém também na resolução extrajudicial de conflitos de consumo. Este registo permitirá a inscrição da ERSE na já referida EEJ-net. Considerando a intervenção da ERSE em matéria de resolução de conflitos de natureza comercial e contratual no sector eléctrico, em especial através do mecanismo da mediação, importa registar, e apenas neste âmbito de actuação, o número de reclamações recebidas e tratadas entre 1998 e 21, conforme se apresenta na Figura Figura 2-12 Reclamações recebidas na ERSE 1% 8% 6% 4% Figura 2-13 Tipificação de reclamações 2 2% % Contrato de Fornecimento Danos / Responsabilidade Facturação Ligações à Rede Qualidade de Serviço Tarifas e Preços A proveniência das reclamações apresentadas na ERSE é diversa e divide-se pelos organismos e organizações vocacionadas para a protecção dos consumidores, pelas entidades governamentais com responsabilidades no sector eléctrico, bem como pelos consumidores individualmente considerados O maior número de reclamações apresentadas na ERSE versa sobre matérias ligadas à qualidade de serviço em sentido lato, o que inclui as questões relativas à continuidade de serviço e características da onda de tensão. Como consequência do deficiente fornecimento de energia eléctrica são igualmente reclamadas indemnizações por danos causados em equipamentos eléctricos, que assumem um grande relevo no número total de reclamações recebidas. São ainda reclamadas as questões associadas às ligações às redes do SEP, à facturação de consumo, ao contrato de fornecimento e às tarifas e preços praticados. A Figura 2-13 apresenta a tipificação dos assuntos que mais motivaram a intervenção da ERSE ao nível da resolução de conflitos, sendo possível comparar a sua evolução entre 1998 e

30 2.2 Enquadramento económico No período posterior a 1978, a evolução da economia portuguesa caracteriza-se por uma taxa média de crescimento anual do Produto Interno Bruto (PIB) de 3% em termos reais, superior aos 2,2% da União Europeia conforme se pode observar na Figura 2-14, embora o diferencial entre as taxas de evolução do PIB tenha vindo a reduzir-se. O referido comportamento não foi uniforme ao longo dos anos, tendo sido interrompido nos anos de 1983, 1984 e 1993, períodos em que a economia portuguesa se apresentou mais vulnerável Enquadramento macroeconómico Figura 2-14 Evolução real do Produto Interno Bruto Índice: 1978 = 1 Quadro 2-5 Principais indicadores económicos taxa de variação real (%) Portugal UE Portugal UE Portugal UE PIB Consumo Privado FBCF Fonte: Banco de Portugal e Comissão Europeia Em 2, o PIB per capita português, valorizado através das taxas de câmbio, foi cerca de 5% da média da União Europeia. Se a valorização for feita através da Paridade do Poder de Compra, o PIB per capita é ligeiramente superior a 75% da média da UE15 conforme se pode observar na Figura Figura 2-15 Produto Interno Bruto per capita em 2 UE 15 = Taxa média de crescimento anual: PT UE / - 3,% 2,2% 198/9-3,% 2,4% 199/ - 2,6% 2,5% PORTUGAL UE 15 * AT BE DE DK ES FI FR GR IE IT LU NL PT SE UK * A partir de 1991 inclui a ex-rda Taxas de câmbio PPC Fonte: INE, Banco de Portugal e Comissão Europeia Fonte: Comissão Europeia Entre 1998 e 2, a economia portuguesa continuou a registar uma evolução positiva do PIB, embora menor de ano para ano, tendo em 2 registado um crescimento inferior ao da UE15, contrariando o processo de convergência real. O abrandamento foi comum a todo o espaço europeu, tendo a economia portuguesa sentido um decréscimo mais acentuado nas principais variáveis que suportam o crescimento económico, nomeadamente ao nível do Consumo Privado e da Formação Bruta do Capital Fixo (FBCF), conforme se apresenta no Quadro 2-5. A evolução do Consumo Privado entre 1978 e 2 apresenta-se na Figura Portugal, após ter registado em 1998 a maior taxa de crescimento no período referido, tem visto nos últimos dois anos as respectivas variações anuais diminuírem, tendo em 2 sido inferior à do PIB (Quadro 2-5). Esta situação, em particular para 2, deve-se ao aumento das taxas de juro e ao elevado nível de endividamento das Famílias face ao respectivo Rendimento Disponível, que no conjunto influenciaram a diminuição do nível de confiança dos consumidores

31 Figura 2-16 Evolução real do Consumo Privado Índice: 1978 = 1 Taxa média de crescimento anual: PT UE / - 3,% 2,3% 198/9-3,1% 2,5% 199/ - 3,1% 2,1% PORTUGAL UE15* A FBCF tem registado em Portugal um comportamento mais instável que o verificado no conjunto da UE, como se pode observar na Figura Desde 1978, a taxa média de crescimento anual foi de 3,6%, variação superior aos 2,2% verificados no conjunto dos países da União Europeia. Desde 1993, as taxas de crescimento do investimento na economia portuguesa têm-se mantido sempre superiores às do conjunto da UE, tendo-se registado um aumento do diferencial, conforme se verifica pela evolução das taxas médias de crescimento anual referente a cada uma das décadas consideradas. A década de 9 foi a que registou um valor médio da taxa de crescimento da FBCF mais elevado. 1 Figura 2-18 Evolução real da Formação Bruta de Capital Fixo 5 Índice: 1978 = * A partir de 1991 inclui a ex-rda Taxas médias de crescimento anual: PT UE / - 3,6% 2,2% 198/9-2,7% 2,5% 199/ - 4,6% 1,9% Fonte: INE, Banco de Portugal e Comissão Europeia 16 PORTUGAL O Consumo Interno, Privado e Público, foi o agregado que marcou o ritmo da economia portuguesa entre 1998 e 2, tendo a FBCF tido também um papel relevante como motor do crescimento económico. A taxa de crescimento dos diferentes componentes da procura agregada tem vindo a diminuir nos últimos anos, justificando assim o abrandamento da mesma. A contracção da procura interna teve como consequência a diminuição das importações, o que contribuiu positivamente para a evolução do PIB, conforme se pode observar na Figura Figura 2-17 Contribuições para o crescimento do PIB - taxas de crescimento (%) * A partir de 1991 inclui a ex-rda UE15* % Fonte: INE, Banco de Portugal e Comissão Europeia Portugal tem vindo a observar uma redução significativa do peso da Poupança no PIB desde o início da década de 9, registando desde 1998 taxas inferiores às da média dos países da União Europeia, evidenciando uma tendência contrária ao verificado naquele espaço económico, onde se assiste a uma ligeira recuperação deste indicador (Figura 2-19). Em 2, a taxa de poupança em percentagem do PIB verificada em Portugal foi de 15,1% face a 21,1% na UE Consumo Privado Consumo Público FBCF Variação de Existências Exportações Líquidas * PIB = Consumo Privado + Consumo Público + FBCF + Variação de Existências + Exportações Líquidas Fonte: INE 6 61

32 % Figura 2-19 Evolução do peso da Formação Bruta de Capital Fixo e da Poupança no PIB A taxa de inflação em Portugal, tendo como indicador o Deflactor do Consumo Privado, registou uma acentuada descida conforme se pode observar na Figura A partir de 1998, Portugal volta a registar valores mais elevados e uma tendência de subida, também observada no conjunto dos países da UE15. Figura 2-21 Evolução do deflactor do Consumo Privado UE15* PORTUGAL % PORTUGAL FBCF Poupança * Poupança UE 15 excluindo Luxemburgo, a partir de 1991 inclui a ex-rda Fonte: Comissão Europeia 1 5 UE15* % A Figura 2-2 apresenta a evolução do peso dos salários no PIB em Portugal e na União Europeia, no período de 1978 a 2, caracterizando a repartição do rendimento gerado na economia nacional. A figura revela que a percentagem dos salários no PIB em Portugal continua a ser superior à da UE, tendo em 2 sido de 71,4% contra 68,5% na EU. A tendência de descida do peso dos salários no PIB, que de uma forma geral se vinha a verificar desde 1992, foi interrompida em Figura 2-2 Evolução do peso dos salários no PIB PORTUGAL UE15* * A partir de 1991 inclui a ex-rda Fonte: INE e Comissão Europeia O sector eléctrico no contexto da actividade económica No período de 1978 a 2, o consumo de energia eléctrica no Continente cresceu a um ritmo superior ao da economia, com uma taxa média anual de 5,3%, comparada com 3,2% conforme se pode observar na Figura Neste período, verificou- -se uma variação do consumo de energia eléctrica relativamente ao PIB de 1,7, o que significa que a uma variação de 1% do PIB corresponde uma variação de 1,7% no consumo de energia eléctrica. O consumo de energia eléctrica não é exclusivamente motivado pela variação do PIB, sendo influenciado por outros elementos, nomeadamente o clima e o preço da energia eléctrica. Destaca-se o acentuado crescimento do autoconsumo 1, com uma taxa média de crescimento anual de 8,2%, entre 1978 e 2. Esta evolução teve ainda maior relevo na década de 9, durante a qual registou um crescimento médio anual de 9,6%, face a 4,6% do consumo de energia eléctrica abastecido pelas redes do SEP * A partir de 1991 inclui a ex-rda Fonte: Comissão Europeia 1 Produção dos produtores em regime especial para consumo próprio (o mesmo que produção total deduzida da energia entregue nas redes do sistema eléctrico de serviço público)

33 Figura 2-22 Evolução do PIB e do consumo de energia eléctrica Índice: 1978=1 Taxa média de crescimento anual: PIB CTotal SEP Autoc. 1978/ - 3,2% 5,3% 5,1% 8,2% 198/9-3,% 5,% 5,% 4,8% 199/ - 3,% 5,% 4,6% 9,6% PIB Redes do SEP Autoconsumo Consumo Total Fonte: INE, DGE e EDP A intensidade eléctrica, medida pela relação entre o consumo de energia eléctrica e o PIB conforme se apresenta na Figura 2-23, regista sucessivos aumentos, verificando- -se em 2 o valor de 2,98 kwh/1 3 PTE, a preços de 199, quando em 198 se situava em 1,96 kwh/1 3 PTE e em 197 era 1,36 kwh/1 3 PTE, sempre a preços de 199. Figura 2-23 Intensidade eléctrica A evolução e repartição do consumo de energia eléctrica são influenciadas pela estrutura da actividade produtiva nacional. A Figura 2-24 apresenta, para 198 e 2, a estrutura da actividade económica, medida pelo Valor Acrescentado Bruto (VAB), e a estrutura do consumo de energia eléctrica por sector de actividade económica e total, no Continente. Entre 198 e 2, a economia portuguesa registou um reforço do peso da actividade terciária no conjunto da actividade produtiva e a consequente diminuição do peso dos demais sectores, agricultura e indústria 2. O sector dos serviços passou de uma parcela de 51% do VAB total, em 198, para 66% em 2. O sector agrícola desce para menos de metade do valor inicial, passando de 1% do VAB total em 198 para 4% em 2. O sector da indústria diminuiu de 39% para 3% em igual período. O maior peso do sector dos serviços na actividade produtiva tem reflexo no respectivo consumo de energia eléctrica. De facto, o consumo de energia eléctrica pelo sector dos serviços, no conjunto da actividade económica, passou de 24% em 198 para 4% em 2. Quanto ao sector da indústria, a sua contribuição para o consumo de energia eléctrica na actividade produtiva registou uma significativa descida, passando de 75% para 57%, entre 198 e 2. A Figura 2-24 ilustra ainda o consumo total de energia eléctrica, sendo possível observar o aumento do peso do consumo do sector doméstico (de 22%, em 198, para 26%, em 2). Este acréscimo é em grande parte explicado pela quase plena electrificação do território nacional 3, sendo ainda função do número de consumidores domésticos, do rendimento disponível das famílias e das taxas de posse de electrodomésticos. Em 1997, registavam-se taxas de posse de electrodomésticos muito elevadas, em alguns casos acima dos 8%, como por exemplo no conjunto frigorífico, televisão e máquina de lavar roupa. 3.5 kwh/1 3 PTE Fonte: INE, DGE e EDP 2 Inclui também os sectores da Construção e Electricidade, Gás e Água. 3 De acordo com o CENSOS 21, cerca de 99,5% dos alojamentos em Portugal Continental dispõem de energia eléctrica

34 Figura 2-24 Estrutura da actividade económica e do consumo de energia eléctrica Serviços 51% Agricultura 1% Indústria 39% Serviços 66% Agricultura 4% Indústria 3% milhares Figura 2-25 Número de Famílias e de consumidores domésticos de energia eléctrica Indústria (Autoconsumo) 8% Serviços 24% Agricultura 1% Indústria (Redes do SEP) 67% Serviços 4% Indústria (Autoconsumo) 12% Agricultura 3% Indústria (Redes do SEP) 45% P Nº Famílias Consumidores Domésticos Fonte: INE e DGE A evolução do rendimento disponível das famílias, conforme se observa na Figura 2-26, após uma diminuição entre 1992 e 1994, regista um crescimento significativo desde Este comportamento positivo é principalmente motivado pelo contínuo crescimento da economia portuguesa, pelo baixo nível de desemprego e pela evolução dos salários. Serviços 19% Domésticos 22% Indústria (Autoconsumo) 6% Agricultura 1% Indústria (Redes do SEP) 52% Serviços 3% Domésticos 26% Agricultura 2% Indústria (Redes Indústria do SEP) (Autoconsumo) 33% 9% 14 Figura 2-26 Evolução do rendimento disponível das famílias Índice: 1988= Fonte: INE e DGE Desde o início da década de 8, o número de consumidores domésticos de energia eléctrica, no território continental, tem vindo a registar um crescimento superior ao número de famílias, tal como se pode observar na Figura Em 1995, ano mais recente em que são comparáveis as duas variáveis, o número de consumidores domésticos de energia eléctrica excede em 17% o número de famílias, facto que pode ser justificado pelo aumento progressivo do número de segundas residências Fonte: Banco de Portugal 66 67

35 2.2.3 Comparações internacionais Apresentam-se alguns indicadores de consumo para Portugal, UE e outros países com condições climatéricas semelhantes às de Portugal. No que se refere à intensidade energética 4, Portugal regista um contínuo aumento, ao contrário do que sucede na UE. O ritmo de crescimento da intensidade energética tem sido bastante rápido, pois em 1973 Portugal apresentava o menor valor dos 4 países em comparação, conforme se observa na Figura Figura 2-27 Intensidade energética Figura 2-28 Intensidade eléctrica TWh 1 9 USD 1995 TEP/PIB 1 6 USD Grécia Portugal Espanha Itália UE15 Fonte: IEA (*) Grécia Portugal Espanha Itália UE15 Fonte: IEA Quanto à intensidade eléctrica 5, Portugal regista valores elevados, sempre superiores à média da UE15, conforme se observa na Figura Entre 198 e 1999, a economia portuguesa foi a que registou a maior taxa de crescimento do consumo de energia eléctrica per capita: 5,6%, face a 4% da Grécia, 3,9% da Espanha, 2,9% de Itália e 2,7% da UE15. Em 1999, o consumo de energia eléctrica per capita em Portugal era cerca de 62% da média do conjunto dos países da UE, valor consideravelmente superior ao verificado em 198, que foi de 39%. Em termos absolutos, Portugal, em 1999, continua a mostrar os valores mais baixos cerca de 92% do valor observado na Grécia, 8% do valor de Espanha e 79% do valor de Itália, apesar de as diferenças terem sido encurtadas face a anos anteriores (Figura 2-29). Figura 2-29 Consumo de energia eléctrica per capita KWh Taxa de crescimento anual médio: P SP GR I UE : 5,6% 3,9% 4% 2,9% 2,7% Medida pela relação entre o consumo de energia primária e o PIB convertido para dólares americanos a preços de Medida pela relação entre o consumo de energia eléctrica e o PIB convertido para dólares americanos a preços de PORTUGAL ESPANHA GRÉCIA ITÁLIA UE 15* *Nos anos de 198 e 199 os valores excluem a ex-rda; valores de 1999 para a Alemanha, Irlanda e Luxemburgo são estimados Fonte: IEA 68 69

36 A comparação do consumo de energia eléctrica per capita no sector doméstico, em 1997 e 1999, mostra que Portugal continua a ser o país com os valores mais baixos do conjunto dos países da UE15, com um valor de cerca de 5% da média da UE15, conforme se observa na Figura 2-3. Figura 2-3 Consumo de energia eléctrica per capita no sector doméstico em 1997 e 1999 TWh 2.3 Enquadramento energético Energia primária A estrutura do balanço energético nacional tem-se mantido constante nos últimos anos, sendo de referir, por um lado, a manutenção da importância do petróleo e do carvão no conjunto das fontes de energia primária utilizadas, que a prazo será reduzida pela introdução do gás natural 6 e, por outro lado, a circunstância de a produção de origem nacional ser basicamente constituída por energias renováveis (designadamente hidroelectricidade, lenhas e resíduos vegetais). Configura-se, deste modo, a forte dependência do exterior em matéria de abastecimento de energia que desde sempre constituiu uma das fragilidades do nosso sistema energético. Na Figura 2-31 apresentam-se os principais fluxos do balanço energético nacional relativo ao ano de Relativamente à oferta de energia primária, continua a ser notório o peso das importações, com o petróleo a representar cerca de 75% do total. Numa perspectiva de utilização, o sector energético absorveu em 1999 cerca de 24% da energia primária, menos 6% do que em AT BE DE DK ES FI FR GR IE IT LU NL PT SE UK Média 1997 Média 1999 Fonte: IEA 6 É de referir que o balanço energético em análise diz respeito ao ano de 1999, em virtude de não haver informação disponível para os anos posteriores. 7 71

37 Indústria Usos não Energéticos Transportes Domésticos Figura 2-31 Balanço Energético em 1999 (Mtep) Importações Mtep Carvão 3.8 Petróleo Electricidade (1).31 Gás natural 1.95 Outros Produtos. Total 24,51 Produção Doméstica Mtep Carvão. Petróleo. Hidroelectricidade (1).67 Gás natural. Outros Produtos 1.2 Total 1,88 Oferta da Energia Primária Exportações, Bancas e Stocks Mtep Carvão. Exportações.5 Variação de Stocks -.5 Petróleo 2.45 Exportações 1.44 Variação de Stocks.25 Bancas.76 Electricidade (1).39 Exportações.39 Gás natural.1 Variação de Stocks.1 Outros Produtos. Total 2.85 Mtep Carvão 3.8 Petróleo 16. Electricidade(1) (2).6 Gás natural 1.94 Outros Produtos 1.2 Total Na Figura 2-32 sintetizam-se os fluxos subjacentes ao balanço energético de Figura 2-32 Fluxos de Energia em 1999 (Mtep) Exportações 1,88 Stocks e bancas,97 Perdas*,42 Transformação Energética 5,22 Importações Produção Nacional 24,51 1,88 Oferta 23,54 Agricultura Consumo Final 17,89 2,34 Serviços,62 7,54 6,14 2,8 1,51 Sector Energético Mtep Consumos: 5.22 Para novas formas de energia 4.12 Sector Energético 1.11 Perdas de Refinaria.1 Perdas de Transporte e Distribuição.33 Acertos Estatísticos -.1 Total 5.65 Consumo Final de Energia Mtep Por forma de Energia Por sector de Actividade Carvão.45 Petróleo (Usos não Energéticos 2.34) Electricidade(1) 3.11 Gás natural.49 Outros Produtos 1.7 Total Agricultura e Pescas.62 Indústria 7.54 (Usos não Energéticos 2.34) Transportes 6.14 Domésticos 2.8 Serviços 1.51 Total * Inclui acertos estatísticos Com o objectivo de enquadrar a situação relativa ao ano de 1999, apresenta-se uma análise sucinta da estrutura das importações e da participação da produção nacional, por fonte de energia, tendo como referência os dois anos anteriores. Relativamente às importações, pode concluir-se, através da Figura 2-33, que o petróleo detém uma quota significativa no total das importações: cerca de 8% em 1997 e 1998 e 75% em Este posicionamento tem subjacente um aumento do peso da importação do gás natural, de 3,1% em 1998 para 8% em (1) 1 GWh = 86 tep (2) Electricidade = Hidroelectricidade + Saldo Importador Notas: Outros produtos = Gás de Cidade, Gás de Coque, Gás de Alto Forno, Lenhas, Licores Sulfíticos Indústria = Indústria Extractiva + Indústria Transformadora + Construção e Obras Públicas Usos não Energéticos = Naftas, Lubrificantes, Asfaltos, Parafinas e Solventes Fonte: DGE 72 73

38 Figura 2-33 Estrutura das importações de energia primária A Figura 2-35 apresenta, para o período , a evolução da estrutura da oferta de energia primária bem como o contributo das diversas fontes de energia em termos de produção nacional e de importação. Petróleo 79,9% Electricidade 2,2% Gás Natural,5% Carvão 17,4% Petróleo 8,7% Electricidade 1,5% Carvão Gás Natural 14,7% 3,1% Figura 2-35 Evolução do consumo de energia primária Mtep Petróleo 75,3% Electricidade 1,3% Gás Natural 8,% Carvão 15,5% Fonte: DGE Hidroelectricidade,93,97,69,44,6,7,85,93,73,79 1,6,52,8,79,44,75,92,73 1,28 1,14 1,14,67 Na Figura 2-34 explicita-se, para os anos de 1997, 1998 e 1999, a estrutura da oferta de energia primária por origem (produção nacional e importações) e por forma de energia, evidenciando, uma vez mais, a importância do petróleo. As lenhas e resíduos vegetais contribuíram em cerca de 5% para o total da energia primária disponível. Figura 2-34 Estrutura e oferta da energia primária 1997 Produção nacional 1998 Produção nacional Outros Produtos (1),71,69,74,78,82,85,87,92,97 1,1 1,12 1,12 1,11 1,13 1,13 1,14 1,12 1,1 1,13 1,14 1,15 1,2 Carvão (Nac.),8,1,1,1,7,6,3,7,14,9,12,14,11,12,9,3,3,4,2,4,, Electricidade (2) -,2 -,2,16,28,26,11,6,19,16,26,21,1,,1,11,1,8,8,1,25,2 -,7 Carvão (Imp),36,34,32,27,25,33,42,71 1,31 1,8 1,97 2,43 2,65 2,78 2,86 3,11 3,3 3,57 3,41 3,47 3,23 3,8 Petróleo 6,81 7,4 8,1 8,52 9,25 9,2 9,4 8,46 9,13 9,1 9,52 11,73 11,73 11,77 13,15 12,48 12,64 13,65 13,15 14,29 15,62 16, TOTAL 8,86 9,47 1,2 1,38 11,25 11,25 11,27 11,27 12,45 13,5 13,98 16,3 16,41 16,6 17,78 17,53 18,8 19,16 19,8 2,33 21,16 21,6 (1) Inclui gás de cidade, gás de coque, gás de alto forno, lenhas e lícores sulfíticos (2) Saldo importador Fonte: DGE Electricidade* 1,1% Carvão 16,% Lenhas e resíduos 4,9% Hidroelectricidade 4,9% Petróleo 73,2% Carvão 13,5% Electricidade,1% Gás Natural 2,8% Hidroelectricidade 4,7% Lenhas e resíduos 4,7% Petróleo 74,3% Outra perspectiva de análise do consumo de energia primária, mais direccionada para o sector eléctrico, pode ser visualizada através da Figura 2-36, podendo concluir-se que a evolução da quota-parte do consumo de energia primária para a produção de electricidade de origem hídrica e térmica se situou, no período em análise, acima dos 3% Produção nacional Electricidade,3% Carvão 14,6% Gás Natural 7,5% Lenhas e resíduos 4,6% Hidroelectricidade 4,7% Petróleo 71% Fonte: DGE 74 75

39 Figura 2-36 Energia primária destinada à produção de electricidade Figura 2-37 Evolução do consumo final por forma de energia 9 8 Mtep 2 18 Mtep 7 16 Total: 4,2% ano Petróleo: 4,1% ano ,92 1,18 1,66 2,6 1,97 2,27 2,9 1,89 2,67 2,53 2,3 4,42 4,31 4,59 5,46 4,92 4,44 5,49 4,14 4,55 5,58 7,18 TÉRMICA HÍDRICA,93,97,69,44,6,7,85,93,73,79 1,6,52,8,79,44,75,92,73 1,28 1,14 1,14, Electricidade: 5,3% ano Outras: 2,% ano Carvão: 2,1% ano Gás Natural: 226,6% ano Carvão,29,28,27,22,18,28,35,49,62,66,7,71,66,66,66,65,66,6,63,53,45,45 Petróleo 5,52 5,85 6,6 6,1 6,73 6,4 6,61 6,48 6,88 7,23 8,3 8,43 8,9 8,94 9,33 9,43 9,96 1,31 1,75 11,55 12,38 12,77 % do total Electricidade (1) 1,5 1,15 1,23 1,24 1,32 1,41 1,45 1,52 1,59 1,66 1,78 1,9 2,1 2,15 2,21 2,23 2,32 2,48 2,6 2,74 2,91 3,11 5 Outras (2),7,67,71,75,77,79,81,92 1, 1,2 1,3 1,4 1,2 1,1 1,1 1,,99 1,1 1,5 1,5 1,5 1,7 Gás Natural,5,24, Total 7,55 7,95 8,27 8,31 9, 8,88 9,21 9,4 1,8 1,57 11,54 12,8 12,59 12,74 13,2 13,31 13,93 14,39 15,3 15,91 17,3 17,89 (1) 1 GWh = 86 tep (2) Inclui lenhas, gás de cidade, gás de alto forno e gás de coque 2 Fonte: DGE ,4 12,5 16,6 19,8 17,5 2,1 18,5 16,5 21,1 19,4 16,4 27,5 26,3 27,7 3,7 28,1 24,6 28,6 21,7 22,3 25,5 3,5 TÉRMICA HÍDRICA 1,5 1,2 6,9 4,2 5,3 6,2 7,6 8,2 5,8 6,1 7,6 3,2 4,9 4,8 2,5 4,3 5,1 3,8 6,7 5,6 5,2 2,9 1GWh = 86 tep Fonte:DGE A análise da evolução do consumo final por sector de actividade económica, apresentada na Figura 2-38, permite concluir que a indústria é o sector com maior peso no consumo energético do país e que os sectores dos transportes e dos serviços são os que apresentam as maiores taxas médias de crescimento anual: 5,4% e 6,1%, respectivamente Energia final Figura 2-38 Evolução do consumo final de energia por sector de actividade As figuras seguintes apresentam a evolução do consumo final de energia, por forma e por sector de actividade económica, para o período Mtep Relativamente ao consumo final por forma de energia, a Figura 2-37 permite concluir que a energia eléctrica apresenta uma taxa média de crescimento anual de cerca de 5%, valor superior ao das restantes formas de energia, sendo o petróleo a forma de energia com maior nível de consumo ao longo de todo esse período. Assinala-se, uma vez mais, que o início do consumo do gás natural em Portugal Continental ocorreu em 1997, registando desde então um crescimento muito significativo Total: 4,2% ano Indústria: 3,6% ano Transportes: 5,4% ano Doméstico: 3,3% ano Serviços: 6,1% ano Agricultura: 1,4% ano Agricultura,46,46,45,45,45,46,52,55,57,6,57,59,62,62,61,59,62,59,58,64,54,62 Serviços,44,4,46,53,48,54,57,62,64,64,66,73,81,93,98 1,2 1,13 1,27 1,41 1,34 1,46 1,51 Indústria(1) 3,56 3,75 3,86 3,77 4,28 4,6 4,42 4,54 4,94 5,6 5,68 5,88 6,2 5,73 5,79 5,61 5,95 6,8 6,21 6,84 7,22 7,54 Doméstico 1,5 1,7 1,15 1,16 1,2 1,23 1,22 1,22 1,27 1,32 1,39 1,45 1,51 1,59 1,63 1,7 1,72 1,76 1,88 1,9 1,97 2,8 Transportes 2,4 2,27 2,35 2,41 2,6 2,59 2,48 2,48 2,67 2,96 3,23 3,43 3,64 3,87 4,2 4,39 4,51 4,69 4,96 5,2 5,83 6,14 Total 7,55 7,95 8,27 8,31 9, 8,88 9,21 9,4 1,8 1,57 11,54 12,8 12,59 12,74 13,2 13,31 13,93 14,39 15,3 15,91 17,3 17,89 (1) Inclui indústria transformadora, indústria extractiva e construção e obras públicas 1 GWh = 86 tep Fonte: DGE 76 77

40 Uma outra perspectiva do consumo final a nível sectorial, para o período , obtém-se através da análise da evolução do consumo de energia sob formas consideradas mais representativas, quer do ponto de vista da actividade económica quer dos padrões de desenvolvimento económico-social. Com este objectivo, foram seleccionadas: electricidade, GPL (butano e propano), gasóleo, gasolinas e fuelóleo, cuja evolução consta da figura seguinte. Figura 2-39 Estrutura sectorial do consumo de energia final ELECTRICIDADE 1% 1% 8% 8% 6% 6% G.P.L. Da sua análise pode concluir-se que, em termos globais, a indústria e os transportes são os sectores que apresentam maior peso no total do consumo final de energia. Enquanto o primeiro é o sector com maior quota no consumo de fuelóleo e de electricidade, o segundo, como seria de esperar, é o sector que apresenta maiores consumos de gasóleo e gasolina. No que respeita à electricidade, para além da indústria, cuja posição relativa, ao longo do período em análise, reflecte os padrões de desenvolvimento e de eficiência entretanto ocorridos, importa salientar que o sector doméstico apresenta um peso relativamente estável ao longo do período em análise, ligeiramente acima de 2%, enquanto o sector dos serviços apresenta uma participação crescente no consumo que, em 1999, se situa em cerca de 3%. Salienta-se ainda que, no conjunto das formas de energia seleccionadas, o butano e o propano (GPL), são a forma de energia com maior representatividade no consumo do sector doméstico. O sector agrícola apenas tem expressão no consumo de gasóleo. 4% 2% % GASÓLEO 1% 8% 6% 4% 2% % GASOLINA 1% 8% 4% 2% % FUELÓLEO 1% 8% 6% 4% 2% % CONSUMO FINAL DE ENERGIA 1% 8% 6% 6% 4% 4% 2% 2% % % Doméstico Serviços Transportes Agricultura Indústria Fonte: DGE Comparações internacionais Energia Primária A Figura 2-4 permite visualizar, para 1999, a estrutura do consumo de energia primária nos países do Sul da Europa e no conjunto dos 15 países que constituem a União Europeia. A sua análise permite concluir que o petróleo detém uma posição significativa na oferta de energia primária, tanto nos países representados, como na UE15. No entanto, é notória a menor diversificação das fontes de energia em Portugal, onde o petróleo tem maior significado (cerca de 7% da oferta)

41 É também de salientar que o carvão é a segunda forma de energia mais utilizada no conjunto de países apresentados, com excepção da Itália, onde a segunda fonte de energia mais utilizada é o gás natural, absorvendo cerca de 34% do total. O gás natural representa cerca de 23% da oferta de energia primária no conjunto dos 15 países da União Europeia, logo a seguir ao petróleo, ocupando já o terceiro lugar, com 8%, em Portugal. Figura 2-4 Estrutura do consumo de energia primária em Energia Final No que respeita à evolução do consumo final de energia, a Figura 2-41 permite concluir que, no período em análise, Portugal é o país com maior crescimento, seguido pela Grécia e pela Espanha. Em Itália, como para a média dos 15 países da União Europeia, o acréscimo é já bastante moderado. Figura 2-41 Evolução do consumo final de energia índices: 1978 = 1 PORTUGAL ESPANHA 25 Gás Hidroelectricidade 8% 5,6% Outras 5% Carvão 16% Petróleo 7,6% Hidroelectricidade 2,7% Nuclear 13% Gás 11% Outras 4% Carvão 16% Petróleo 54% GRÉCIA ITÁLIA Gás 5% Outras 4% Carvão 33% Petróleo 57% Gás 34% Hidroelectricidade 1,3% Hidroelectricidade 2% Outras 3% Carvão 7% Petróleo 58,4% Portugal Espanha Grécia Itália Média UE 15 Fonte: OCDE (Energy Balances) UE 15 Na Figura 2-42 apresenta-se a estrutura do consumo final por sector de actividade, em 1999, podendo concluir-se que, tal como se tem verificado nos anos anteriores, a estrutura do consumo final de energia em Portugal é sensivelmente diferente da observada para o conjunto da União Europeia. Este facto resulta, essencialmente, do menor peso do sector doméstico em Portugal, situando-se em cerca de 12%, quando comparado com os 23% da União Europeia, o que se deve, como já foi anteriormente referido, a factores climatéricos e níveis diferenciados de desenvolvimento económico. Nuclear Hidroelectricidade 16% 2% Gás 23% Outras 4% Carvão 14% Petróleo 41% É de salientar que Portugal é o país onde o sector doméstico absorve uma menor percentagem de energia, enquanto que os sectores da indústria, construção e agricultura, detêm o maior peso no consumo de entre os países analisados. Fonte: OCDE (Energy Balances) 8 81

42 Figura 2-42 Estrutura do consumo final de energia em Enquadramento Fiscal e outros encargos administrativos PORTUGAL ESPANHA Indústria, Construção e Serviços e Transportes (2) Agricultura (1) 42% 46% Doméstico 12% Serviços e Transportes (2) 47% Doméstico 14% Indústria, Construção e Agricultura (1) 39% Neste capítulo apresenta-se um conjunto de impostos, taxas e outros encargos administrativos suportados pelos agentes do sector eléctrico Perspectiva comunitária Em termos de tributação do sector energético, somente o IVA e o imposto sobre o consumo de óleos minerais conhecem um enquadramento comunitário. Os restantes impostos ou taxas são determinados por cada Estado-Membro, não existindo harmonização comunitária. Serviços e Transportes (2) 46% GRÉCIA Doméstico 23% Indústria, Construção e Agricultura (1) 31% Serviços e Transportes (2) 36% Doméstico 27% ITÁLIA Indústria, Construção e Agricultura (1) 37% A Comissão propõe a criação de um quadro comunitário que aproxime os regimes fiscais dos Estados-Membros. Foi já com essa intenção que em 1997 a Comissão apresentou uma proposta de directiva do Conselho (COM (1997) 3) com a finalidade de reestruturar o quadro comunitário de tributação dos produtos energéticos, que encerra dois grandes objectivos: alargar o âmbito de aplicação das directivas dos óleos minerais a outras fontes de energia como o carvão, a electricidade e o gás natural, e aumentar os impostos especiais de consumo mínimos aplicáveis aos produtos energéticos, devendo os Estados-Membros, na aplicação desta directiva, evitar o aumento da carga fiscal global. Esta proposta de directiva encontra-se numa situação de impasse no Conselho Fiscalidade no sector eléctrico Serviços e Transportes (2) 43% UE 15 Doméstico 23% Indústria, Construção e Agricultura (1) 34% A tributação do sector eléctrico em Portugal é diferenciada consoante o sector de actividade. Da análise dos regimes apresentados encontram-se algumas ideias orientadoras, como sejam o carácter de serviço público essencial que se atribui ao abastecimento de electricidade, que se reflecte, por exemplo, no regime de distribuição de energia eléctrica em baixa tensão ser da competência dos municípios. De igual modo, o legislador tem demonstrado algum interesse na procura de regimes que influenciem as opções dos agentes económicos na aquisição de produtos e equipamentos menos poluentes, nomeadamente junto dos produtores de energia eléctrica e consumidores finais. (1) Inclui os usos não energéticos (2) Inclui os sectores não especificados Fonte: OCDE (Energy Balances) De seguida apresenta-se uma análise dos principais impostos aplicáveis à produção, transporte, distribuição e comercialização de energia eléctrica, bem como uma análise de impostos que prevêem regimes especiais para o consumo de energia eléctrica. No Quadro 2-6 é apresentada uma síntese dos vários impostos, taxas e outros encargos suportados pelo sector eléctrico

43 IRC Derrama IRS SISA 1 CA 1 (Contribuição Autárquica) Taxas de Instalações Eléctricas ISP IA (Imposto Automóvel) IVA Rendas de concessão Renda dos produtores eólicos Contrapartidas pelos centros electroprodutores Quadro 2-6 Impostos, Taxas e outros Encargos Administrativos Produção Transporte Distribuição Comercialização Consumo Crédito fiscal para investimentos em alguns equipamentos de despoluição Até 1% Não aplicável Prédios urbanos ou terrenos para construção: 1%. Restantes casos: 8%. Redução da taxa a 4%. Prédios rústicos:,8% Prédios urbanos:,7 % a 1,3% 2 Isenção se a actividade principal for a produção de electricidade Não aplicável 5% Não aplicável Produtores eólicos: 2,5% do valor das vendas à rede Definidas no CAE por via negocial 3% Até 1% Não aplicável Prédios urbanos ou terrenos para construção: 1%. Restantes casos: 8%. Redução da taxa a 4%. Prédios rústicos:,8% Prédios urbanos:,7 % a 1,3% 2 Não aplicável Não aplicável 5% Não aplicável Não aplicável Não aplicável 3% Até 1% Não aplicável Prédios urbanos ou terrenos para construção: 1%. Restantes casos: 8%. Redução da taxa a 4%. Prédios rústicos:,8% Prédios urbanos:,7 % a 1,3% 2 Não aplicável Não aplicável 5% Calculada a partir de um valor percentual sobre as vendas de energia eléctrica em BT na área do respectivo município Não aplicável Não aplicável Não aplicável Prédios urbanos ou terrenos para construção: 1%. Restantes casos: 8%. Redução da taxa a 4%. Prédios rústicos:,8% Prédios urbanos:,7 % a 1,3% Não aplicável Não aplicável Não aplicável Não aplicável 5% para vendas de electricidade; 17% para outros serviços regulados. Não aplicável Não aplicável Não aplicável 1) Em matéria de aplicação fiscal relativa à produção, transporte e distribuição de energia eléctrica no SEP, quer a doutrina, quer a jurisprudência, quer a administração fiscal, não reúnem um entendimento unânime sobre a isenção ou redução destes impostos. 2) Os valores das taxas de instalações eléctricas assinaladas são calculados através da aplicação de coeficientes e fórmulas previstas na Portaria n.º 311/22, de 22 de Março. 3% Até 1% 2 5% Não aplicável Não aplicável Deduções à colecta (limite de 7 E ) de custos relacionados com equipamentos para aproveitamento de energias renováveis, resíduos e bombas de calor. Não aplicável Não aplicável Instalações destinadas a habitação:,7 euros Outros casos:,35 euros Não aplicável Isenção aplicável aos veículos exclusivamente eléctricos ou movidos a energias renováveis Impostos, taxas e outros encargos sobre a produção de energia eléctrica Os produtores de energia eléctrica estão sujeitos ao mesmo regime de impostos que vigora para a generalidade das empresas e indústrias de qualquer sector de actividade. Assim, estão sujeitas ao Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas (IRC). A incidência do imposto recai sobre os rendimentos obtidos pelas empresas, sendo o seu pagamento devido em cada exercício económico, que coincide, normalmente, com o ano civil. Na prossecução de medidas de protecção ambiental, o legislador aprovou um diploma que consagra um crédito fiscal que permite aos sujeitos passivos de IRC que desenvolvam actividades consideradas poluentes deduzirem ao montante apurado da matéria colectável uma importância correspondente a 8% dos investimentos elegíveis, com o objectivo de redução de poluentes, definidos em anexo ao diploma, até ao limite de ,78 euros (1. contos), efectuados nos períodos de tributação com início em 1999 e até 21. Estão abrangidas por este diploma as centrais térmicas de produção de energia eléctrica. O Imposto sobre os Produtos Petrolíferos (ISP), que se define como um imposto especial de consumo, cujo enquadramento legal é dado pelo Código dos Impostos Especiais de Consumo, aplica-se aos hidrocarbonetos, com excepção do carvão, lenhite, turfa e gás natural, que sejam utilizados como combustível. No entanto, estão isentos os óleos minerais destinados à produção de electricidade ou cogeração (desde que a actividade principal da empresa seja a produção de electricidade). Os produtores eólicos, pela utilização do espaço municipal onde está instalado o respectivo parque, estão sujeitos ao pagamento de uma renda no valor igual a 2,5% do valor das vendas à rede, nos termos do Decreto-Lei n.º 339-C/21, de 29 de Dezembro. A produção de energia eléctrica está ainda sujeita a impostos sobre o património imobiliário, como a Contribuição Autárquica e o Imposto Municipal de Sisa, sem prejuízo da existência de diferentes entendimentos, conforme nota supra referida. A contribuição autárquica é um imposto municipal que incide sobre o valor tributável dos prédios situados no território de cada município, variando o valor da taxa aplicável consoante a classificação do prédio em rústico ou urbano, dentro dos limites fixados por lei. Os imóveis considerados parte integrante do domínio público, ainda que afectos à produção de energia eléctrica, estão isentos do pagamento de Contribuição Autárquica. O imposto de sisa incide sobre as transmissões, a título oneroso, do direito de propriedade ou de figuras associadas a esse direito, sobre bens imóveis situados no território do continente e regiões autónomas dos Açores e Madeira. Nos termos do artigo 38.º do Código Imposto de Sisa, as aquisições de prédios ou de terrenos para construção, beneficiam de uma redução do imposto de sisa sendo, nestes casos, aplicável a taxa de 4% quando destinados à instalação de indústrias para o desenvolvimento económico do país, à ampliação de empresas com vista a 84 85

44 novos fabricos, redução do custo ou melhoria da qualidade dos produtos e à instalação de serviços de saúde considerados de relevante interesse nacional. Os produtores no exercício da sua actividade podem ainda estar sujeitos ao pagamento das taxas, de instalações eléctricas que compreendem os seguintes tipos: taxas de estabelecimento, taxas de exploração e taxas diversas. As taxas de estabelecimento são devidas pelos requerentes do licenciamento de instalações eléctricas de abastecimento público ou particular que careçam de licença nos termos do Regulamento de Licenças para as Instalações Eléctricas, aprovado pelo Decreto-Lei n.º , de 3 de Julho de As taxas de exploração são devidas pelas entidades que explorem ou utilizem instalações eléctricas de abastecimento público ou instalações eléctricas particulares que se classificam em cinco categorias distintas, nos termos do Regulamento de Licenças para as Instalações Eléctricas. Os produtores, pela utilização do domínio hídrico, bem como pela utilização de outros bens do domínio público, obrigam-se perante as autoridades competentes ao pagamento de uma contrapartida que resulta da negociação das partes e consta dos Contratos de Aquisição de Energia (CAE). As vendas de energia eléctrica dos produtores estão sujeitas ao pagamento de IVA à taxa de 5% Impostos, taxas e outros encargos sobre o transporte de energia eléctrica O Transporte de Energia Eléctrica no Sistema Eléctrico Nacional (SEN) é realizado em exclusivo mediante a atribuição de concessão de serviço público para a exploração da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (RNT). A Rede Eléctrica Nacional, S.A. é a entidade concessionária, cujo o capital é detido pelo Estado (2%), diversas entidades públicas, tais como a Parpública Participações Públicas (SGPS), S.A. (3%) e a Caixa Geral de Depósitos (2%) e entidades privadas como o Grupo EDP (3%). Nos termos do Decreto-Lei n.º 558/99, de 17 de Dezembro, consideram-se empresas públicas as sociedades constituídas nos termos da lei comercial, nas quais o Estado ou outras entidades públicas estaduais possam exercer, isolada ou conjuntamente, de forma directa ou indirecta, uma influência dominante, designadamente por detenção da maioria do capital social ou dos direitos de voto. As empresas públicas estão sujeitas a tributação directa e indirecta, nos termos gerais, pelo que estarão sujeitas ao pagamento de, nomeadamente, IRC e IVA. A concessão de que a REN é titular é exercida em regime de serviço público, sendo as suas actividades consideradas para todos os efeitos, de utilidade pública. Assim sendo, a transportadora de energia eléctrica tem direito a utilizar os bens do Estado e das autarquias locais, incluindo os do domínio público. Esta faculdade resulta da aprovação dos respectivos projectos das instalações. Esta utilização não é objecto de tributação fiscal, nomeadamente em sede de Contribuição Autárquica. A entidade concessionária estará também abrangida pelo Regulamento de Taxas de Instalações Eléctricas, sempre que no exercício da sua actividade solicite o licenciamento de instalações eléctricas de abastecimento público ou particular. Do mesmo modo, estará também obrigada ao pagamento da taxa de exploração prevista naquele Regulamento. A taxa de IVA aplicável ao relacionamento comercial entre a entidade concessionária da RNT, os distribuidores vinculados e os clientes é de 5% Impostos, taxas e outros encargos sobre a distribuição e comercialização de energia eléctrica Os distribuidores vinculados estão sujeitos ao pagamento de IRC, nos termos gerais. Nos termos do Decreto-Lei n.º 344-B/82, de 1 de Setembro, a distribuição de energia eléctrica em baixa tensão no continente compete aos municípios, os quais podem exercê-la em regime de exploração directa ou em regime de concessão. Assim, quando a distribuição é exercida pelos municípios em regime de exploração directa, estarão excluídos da incidência de Contribuição Autárquica e de SISA. A distribuição de energia eléctrica em BT em regime de concessão está sujeita ao pagamento de Contribuição Autárquica e de SISA. De acordo com o actual regime aplicável aos contratos tipos de concessão, definido pela Portaria n.º 454/21, de 5 de Maio, o concessionário tem direito a isenções do pagamento de taxas, nomeadamente quanto ao uso dos bens do domínio público municipal, bem como à possibilidade de dispor gratuitamente de terrenos da propriedade ou jurisdição dos municípios para a instalação de postos de transformação. A distribuição de energia eléctrica em MT e AT, no SEP, compete ao titular de licença vinculada de distribuição, que deve proporcionar aos interessados o acesso à respectiva rede. Este distribuidor está sujeito à tributação fiscal em sede de Contribuição Autárquica e de SISA, sem prejuízo de beneficiar de outros regimes fiscais. Os distribuidores de energia eléctrica também estão abrangidos pelo regime estabelecido no Regulamento de Instalações Eléctricas nos termos referidos. Os municípios que tenham celebrado contrato de concessão de distribuição de energia eléctrica em baixa tensão têm direito a receber do distribuidor vinculado uma renda fixada pela Portaria n.º 437/21, de 28 de Abril. A renda a pagar pelo concessionário é calculada a partir de um valor percentual sobre as suas vendas de energia eléctrica em baixa tensão na área do respectivo município. As vendas de energia eléctrica em baixa tensão incluem, nomeadamente, a energia para iluminação pública e os consumos próprios dos municípios. A taxa de IVA aplicável à facturação de Uso de Rede é de 5%

45 Impostos, taxas e outros encargos sobre o consumo de energia eléctrica Neste capítulo há a salientar a preocupação do legislador em promover através da fiscalidade a utilização de equipamentos não poluentes, bem como equipamentos que utilizem energias renováveis. Neste sentido, assinalam-se como exemplos os progressivos aumentos dos valores passíveis de dedução à colecta do IRS com aquisição de novos equipamentos de energias renováveis e a isenção do pagamento de Imposto Automóvel aos sujeitos económicos que adquiram automóveis exclusivamente eléctricos. Pela utilização das instalações eléctricas os consumidores de energia eléctrica estão obrigados ao pagamento da uma taxa no valor de,7 euros para as instalações destinadas a casas de habitação e de,35 euros em todos os outros casos. Às vendas de electricidade aplica-se a taxa reduzida de IVA, 5%. Aos preços dos serviços regulados aplica-se a taxa normal de IVA. 88

46 3 O Percurso da Energia Eléctrica

47 3.1 Produção Perspectiva energética: energia e potência Produção no SEN No presente capítulo caracteriza-se o sistema electroprodutor em Portugal Continental. Assim, é representada esquematicamente a repartição da produção nacional do ano 2 pelos diferentes subsistemas do SEN e pelas empresas que os constituem. Apresenta-se também a evolução nas últimas duas décadas da potência instalada e respectiva produção com especial destaque para a situação no ano 2. Avalia-se também a evolução dos rácios entre a potência instalada em cada subsistema do SEN e a ponta anual nacional. A situação em 2 é analisada com maior detalhe, incluindo a apresentação de diagramas de carga correspondentes aos dias da ponta máxima anual e a dias em que o padrão da produção nacional é típico de regimes seco e húmido. Principais fluxos físicos na produção do SEN A Figura 3-1 caracteriza o sistema electroprodutor em Portugal Continental, designadamente quanto à origem da produção de energia eléctrica no ano 2. O diagrama encontra-se dividido em três blocos principais: a) O primeiro bloco diz respeito ao Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP), apresentando a repartição da produção de energia eléctrica pelas diversas empresas, incluindo a energia eléctrica emitida para a rede e a associada a consumos próprios e perdas. A produção do SEP é exercida por três empresas: CPPE, Tejo Energia e TURBOGÁS. b) O segundo bloco refere-se ao Sistema Eléctrico Independente (SEI), o qual inclui o Sistema Eléctrico não Vinculado (SENV) e a Produção em Regime Especial (PRE). A produção do SENV é exercida por três empresas do Grupo EDP detentoras de aproveitamentos hidroeléctricos: HDN, HIDROCENEL e EDP Energia 7. A Produção em Regime Especial engloba centrais de cogeração, aproveitamentos hidroeléctricos de potência instalada até 1 MW (mini-hídricas) e centrais produtoras de energia eléctrica a partir de outras fontes de energia renováveis ou a partir de resíduos, designadamente resíduos sólidos urbanos e florestais. Na parte correspondente à PRE, são individualizados os valores da energia eléctrica emitida para a rede e do autoconsumo. 7 A EDP Energia foi formada a partir da anterior empresa Hidrotejo, englobando os respectivos aproveitamentos hidroeléctricos. 93

48 c) O terceiro e último bloco diz respeito ao saldo importador, ou seja, à diferença entre o somatório da energia eléctrica entrada em Portugal e o somatório da energia eléctrica saída. O saldo importador apresenta-se separado por importações efectuadas pela REN e as efectuadas numa óptica de mercado, designadamente por clientes não vinculados (CNV) através de contratos bilaterais físicos (CBF). Analisando o diagrama, verifica-se que as centrais do SEP foram as grandes responsáveis pela produção nacional, tendo produzido cerca de 83% da energia eléctrica total necessária para fazer face ao consumo, enquanto o SEI foi responsável por 15% e o saldo importador pelos restantes 2%. De entre as empresas do SEP, a CPPE foi responsável por 7% das vendas, ficando a TURBOGÁS e a Tejo Energia, respectivamente, com 17% e 13% das vendas. A Produção em Regime Especial foi responsável por cerca de 5,9 TWh. Cerca de 6% desta produção destinou-se a autoconsumo, sendo a restante vendida à REN de acordo com regimes tarifários especiais estabelecidos por legislação específica. Figura 3-1 Principais fluxos físicos e financeiros da produção no SEN em 2 SEP 36, TWh 46,4 E /MWh (a) 82,9% SEI 6,6 TWh 53,7 E /MWh (b) 15,1% Saldo Importador,9 TWh 2,1% SENV,6 TWh 56,13 E /MWh (a) 1,5% Consumos e perdas 1, TWh 4,2%(c) CPPE 24, TWh 47,77 E /MWh 62,3% Consumos e perdas,4 TWh 7,1%(c) Tejo Energia 4,6 TWh 5,97 E /MWh 12,% Consumos e perdas,1 TWh 1,9%(c) TURGOGÁS 5,9 TWh 49,14 E /MWh 15,3% Consumos e perdas, TWh,7%(c) HDN,2 TWh 54,24 E /MWh,6% Consumos e perdas, TWh 2,2%(c) HIDROCENEL,2 TWh 57,34 E /MWh,6% Consumos e perdas, TWh 1,5%(c) EDP Energia,2 TWh 53,5 E /MWh,4% Produção em Regime Especial Injecção na Rede 2,5 TWh 53,8 E /MWh 6,4% Autoconsumo 3,4 TWh Saldo Importador SEP,6 TWh 1,7% SENV,3 TWh,7% (a) Vendas / Consumo referido à Produção; (b) Vendas / Consumo referido à Produção (exclui o Autoconsumo) (c) (Consumos Próprios + Perdas nas Centrais) / Produção Fonte: CPPE, Turbogás, Tejo Energia, REN, DGE 94 95

49 Evolução da potência instalada no SEN A Figura 3-2 ilustra a evolução da potência instalada no SEN em 31 de Dezembro de cada ano, ao longo dos últimos vinte anos, individualizando a potência instalada no SEP, no SENV e na PRE 8, desagregada por fonte de energia. Analisando a figura, verifica-se o aumento da potência instalada no SEN ao longo dos últimos vinte anos, tendo o seu valor quase triplicado, passando de 3,9 GW em 198 para 1,7 GW em 2. No que diz respeito à potência instalada verifica-se uma evolução crescente das centrais hídricas do SEP, tanto nas hidroeléctricas de fio de água como nas centrais de albufeira, mas em especial nestas últimas devido à entrada em serviço, em 1992, do maior aproveitamento hídrico do país, o Alto Lindoso, com cerca de 63 MW de potência instalada. As centrais hidroeléctricas do SENV apresentam uma potência instalada praticamente constante. No que respeita à produção vinculada de energia eléctrica de origem térmica, destaca-se o crescimento da potência instalada em centrais a gás natural a partir de 1998, bem como o crescimento da potência instalada em centrais térmicas a carvão, com a entrada em serviço das centrais de Sines a partir de 1985 e do Pego a partir de Relativamente à PRE, a figura apenas permite analisar o seu crescimento a partir de 1992, destacando-se o crescimento acentuado da potência instalada em centrais de cogeração e mais recentemente das centrais eólicas e de queima de resíduos sólidos urbanos. O aumento da potência instalada na PRE a partir de 1992 deve-se fundamentalmente: Ao regime tarifário mais favorável para este tipo de produção. À obrigatoriedade imposta ao SEP de compra de toda a energia eléctrica injectada na rede. Ao regime de apoios que tem sido concedido nos últimos anos com vista à promoção da produção de energia eléctrica de origem renovável e por utilização de tecnologias mais eficientes, como é o caso da cogeração. Conclui-se assim que o aumento da potência instalada no SEN, ao longo das últimas duas décadas, se deve maioritariamente ao aumento da potência instalada nas centrais térmicas do SEP e ao nível do crescimento da PRE Figura 3-2 Evolução da potência instalada no SEN por sistema e fonte de energia GW RSU (PRE),9,9 Eólica (PRE),1,2,4,5,8 Mini-Hídrica (PRE),6,12,14,16,17,18,19,2,22 Cogeração (PRE),8,85,89,95 1,5 1,9 1,9 1,5 1,28 Hídrica (SENV),3,3,3,3,33,33,33,33,33,29,3,3,28,27,27,27,28,27,31,31,31 Gás Natural (SEP),33,99,99 Carvão (SEP),3,6,9,9 1,24 1,26 1,26 1,56 1,56 1,56 1,87 1,87 1,87 1,87 1,87 1,87 Gasóleo (SEP),17,17,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33,33 Fuelóleo (SEP) 1,46 1,46 1,71 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,91 1,91 1,86 Albufeira (SEP),72 1, 1, 1,1 1,1 1,1 1,1 1,9 1,16 1,23 1,23 1,23 1,55 1,93 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 1,96 Fio de àgua (SEP) 1,25 1,25 1,25 1,43 1,43 1,47 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 SEP 3,6 3,88 4,3 4,74 4,74 5,8 5,45 5,82 5,9 6,3 6,32 6,32 6,95 7,32 7,36 7,85 7,85 7,85 8,13 8,79 8,74 SENV,3,3,3,3,33,33,33,33,33,29,3,3,28,27,27,27,28,27,31,31,31 PRE,14,96 1,2 1,11 1,23 1,29 1,32 1,39 1,66 TOTAL 3,9 4,18 4,6 5,4 5,8 5,41 5,78 6,16 6,23 6,6 6,62 6,62 7,37 8,55 8,64 9,23 9,36 9,41 9,76 1,48 1,71 Fonte: REN, EDP, Turbogás, Tejo Energia, DGE A Figura 3-3 resume para o ano 2 a repartição da potência instalada no SEN, desagregada por fonte de energia e por sistema. Figura 3-3 Potência instalada no SEN em 2 Fios de Água (SEP) 1,73 GW (16,68%) Albufeira (SEP) 1,96 GW (18,91%) Hídrica (SENV),31 GW (2,41%) RSU (PRE),9 GW (,71%) Cogeração (PRE) 1,28 GW (1,8%) Mini-Hídrica (PRE),22 GW (1,72%) Fuelóleo (SEP) 1,86 GW (18,2%) Eólica (PRE),8 GW (,59%) Gás Natural (SEP),99 GW (9,57%) Carvão (SEP) 1,87 GW (18,8%) Gasóleo (SEP),33 GW (3,23%) 8 A análise da evolução da potência instalada na PRE é efectuada apenas para o período Fonte: REN, EDP, Turbogás, Tejo Energia, DGE 96 97

50 Apresenta-se de seguida a repartição da potência instalada em aproveitamentos hidroeléctricos do SEP no ano 2, agrupada por sistema hídrico. Figura 3-4 Potência instalada por sistema hídrico do SEP em 2 Figura 3-5 Evolução da produção da energia eléctrica no SEN por sistema e fonte de energia TWh Sistema Douro 1,81 GW (49,5%) Sistema Cávado-Lima 1,1 GW (29,81%) Sistema Tejo-Mondego,78 GW (21,14%) Fonte: REN, EDP A figura permite confirmar a enorme importância do sistema hídrico Douro, com cerca de 5% da potência total instalada a nível hidroeléctrico do SEP RSU (PRE),16,52 Eólica (PRE),1,2,8,11,15 Mini-Hídrica (PRE),5,25,37,35,52,56,53,48,58 Cogeração (PRE) 1,79 2,19 2,74 3,29 3,68 4,5 4,17 4,97 4,66 Hídrica (SENV),7,52,64,74,95,96,82,93 1,,56,8,78,29,47,62,45,81,76,74,46,63 Gás Natural (SEP) 1,35 6,22 6,1 Carvão (SEP),86 2,96 4,95 5,71 6,98 8,74 9,4 9,84 11,15 11,44 13,29 12,51 12,83 12, 15,6 14,61 Gasóleo (SEP),14,21,6,1,,1,,,,,,,,,,,,,1,,4 Fuelóleo (SEP) 5,97 7,44 7,21 8,73 8,33 5,98 7,31 4,46 2,74 11, 8,54 9,11 12,74 8,39 5,8 7,47 3,3 3,38 7,45 8,17 4,99 Albufeira (SEP) 5,5 3,1 3,99 5,4 6,2 6,23 4,96 5,82 7,76 3,48 5,48 5,44 2,58 4,7 5,44 3,83 7,97 7,26 6,83 3,83 5,75 Fio de àgua (SEP) 1,74 1,46 2,24 2,23 2,78 3,51 2,64 2,31 3,41 1,93 2,9 2,83 2,9 3,22 4,2 3,74 5,39 4,45 4,86 2,72 4,61 IPH,78,54,63,83,93 1,2,76,89 1,7,62,78,83,41,73,9,73 1,3 1,22 1,4,68 1,8 SEP 13,36 12,13 13,49 16,2 17,14 16,58 17,87 17,54 19,62 23,38 25,67 26,78 27,26 27,46 26,88 28,33 28,89 27,93 32,5 36, 36,1 SENV,7,52,64,74,95,96,82,93 1,,56,8,78,29,47,62,45,81,76,74,46,63 PRE 1,84 2,44 3,11 3,64 4,21 4,63 4,78 5,72 5,92 TOTAL 14,6 12,65 14,13 16,76 18,8 17,54 18,69 18,47 2,61 23,95 26,47 27,56 29,38 3,37 3,61 32,42 33,91 33,32 38,1 42,18 42,56 Fonte: REN, EDP, Turbogás, Tejo Energia, DGE Evolução da produção da energia eléctrica no SEN A Figura 3-5 ilustra a evolução da energia eléctrica produzida no SEN ao longo dos últimos vinte anos, individualizando a potência instalada no SEP, no SENV e na PRE 9, desagregada por fonte de energia. 9 A análise da evolução da potência instalada na PRE é efectuada apenas para o período Tal como na Figura 3-2, referente à evolução da potência instalada no SEN, verifica- -se um grande peso do SEP relativamente à produção de energia eléctrica. Analisando por fonte de energia, verifica-se uma ligeira variação na produção a partir de centrais a fio de água do SEP e uma considerável variação em centrais de albufeira em função da hidraulicidade anual, como se pode verificar nos anos de 1992 e O gráfico anterior permite observar o forte crescimento da produção termoeléctrica do SEP, a partir da entrada em serviço das centrais de Sines e Pego, respectivamente em 1985 e Regista-se também a crescente importância das centrais a gás natural face às centrais a fuelóleo. No que respeita ao gasóleo, apesar do seu quase insignificante contributo para a produção, são centrais de extrema importância em situações de ponta de consumo, designadamente na região sul do país. A produção não vinculada depende da hidraulicidade. Já a produção em regime especial apresenta um considerável aumento, notando-se o claro domínio da produção térmica, associada a centrais de cogeração, face às restantes tecnologias. A Figura 3-6 apresenta a origem da energia eléctrica produzida no ano 2, por tecnologia e por sistema

51 Figura 3-6 Produção de energia eléctrica no SEN em 2 Albufeira (SEP) 4,61 TWh (13,51%) Hídrica (SENV),31 GW (1,49%) Fio Água (SEP) 5,75 TWh (1,82%) RSU (PRE),9 GW (1,22%) Cogeração (PRE) 1,28 GW (1,95%) Mini-Hídrica (PRE),22 GW (1,37%) Eólica (PRE),8 GW (,36%) Gás natural (SEP) 6,1 TWh (14,12%) Carvão (SEP) 14,61 TWh (34,33%) Produtibilidade Hidroeléctrica Na Figura 3-7 apresenta-se a evolução do índice de produtibilidade hidroeléctrica (IPH) para o ano 21. Apresentam-se as envolventes máxima e mínima bem como o valor médio deste índice para o período 199 a 2. O IPH mede a relação entre o valor das energias turbináveis afluentes ao conjunto do sistema electroprodutor hídrico num dado ano e o valor médio das mesmas energias calculado para o conjunto dos 3 regimes hidrológicos históricos. Neste sentido, em anos com índices de produtibilidade hidroeléctrica superiores a 1, as afluências ao sistema hídrico são superiores ao valor médio e o ano é considerado húmido. Para valores inferiores a 1, estamos perante anos hidrologicamente secos. Fuelóleo (SEP) 4,99 TWh (11,72%) Gasóleo (SEP),4 TWh (,9%) Fonte: EDP, Turbogás, Tejo Energia, DGE No ano de 2, as centrais termoeléctricas produziram mais de 2/3 da produção total, com destaque para as centrais a carvão do SEP. O fuelóleo, a par do gás natural e em menor percentagem da cogeração, teve também um papel significativo na restante produção térmica. Às centrais hidroeléctricas está associada a restante produção, exceptuando uma reduzida quota de produção através de centrais eólicas e de resíduos sólidos urbanos (RSU). A comparação entre a produção de energia (Figura 3-6) e a potência instalada (Figura 3-3) permite concluir que, relativamente à utilização da potência 1, o SEP apresentou uma utilização de aproximadamente 57 horas para as centrais térmicas e de 281 horas para as centrais hídricas. O SENV teve uma utilização de 275 horas e a PRE cerca de 3653 horas. Desagregando por fonte de energia, as centrais com maior factor de utilização são as centrais a carvão (781 horas) seguidas das centrais a gás natural (67 horas), o que demonstra a importância destes dois tipos de combustível no sistema electroprodutor nacional. Surgem ainda com forte utilização as centrais de queima de resíduos e as de cogeração, as primeiras por apresentarem potência instalada reduzida e as segundas pelo papel que desempenham em termos industriais. Por fim, aparecem todas as restantes fontes de energia, com utilizações que variam entre as 2 horas e as 27 horas. Exceptuam-se as centrais a gasóleo, equipadas com turbinas a gás de ciclo simples, apenas utilizadas para situações específicas (pontas de consumo ou restrições do sistema). 1 Define-se utilização da potência como o quociente entre a produção de energia eléctrica e a respectiva potência instalada. 3, 2,75 2,5 2,25 2, 1,75 1,5 1,25 1,,75,5,25, De acordo com o conceito de IPH e pela análise da figura verifica-se que o período foi constituído em média por anos secos, apresentando uma variação anual média caracterizada por dois períodos de menor afluência hídrica, meses de Fevereiro a Abril e de Julho a Setembro, e um período de maior afluência durante os meses de Outubro a Janeiro. O mês de Junho apresenta um comportamento médio intermédio. Destacam-se aqui os valores máximos verificados para o IPH mensal nos meses de Outubro de 1993 (2,77), Novembro de 1997 (2,53) e Dezembro de 2 (2,5). O inverso ocorreu em Março e Maio de 1992 em que o IPH foi de,15 e,17, respectivamente. De salientar ainda que o ano 21 foi um ano húmido, em especial nos 3 primeiros trimestres, com destaque para os meses de Março e Agosto com afluências bastante superiores à média histórica desses meses. A fraca afluência hídrica registada no final do ano viria a contribuir para a redução do IPH. Figura 3-7 Análise da variação do Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 21 Máx Min Média Fonte: EDP 1 11

52 Na Figura 3-8 apresenta-se a contribuição mensal da produção hídrica conjunta do SEP e SENV para a satisfação do consumo da rede primária para o ano 21. Apresentam-se também as envolventes máxima e mínima, bem como a média verificada ao longo da última década. Figura 3-9 Produção de energia eléctrica no SEP por sistema hídrico em 21 Sistema Douro 7,2 TWh (55,%) A análise da figura permite identificar um claro padrão de variação sazonal da produção, sendo esta muito inferior nos meses de Verão, Julho, Agosto e Setembro, face aos restantes meses do ano. Pode-se ainda verificar que num ano seco, a produção hídrica quase não apresenta variação sazonal, não ultrapassando os 1% de variação máxima. É possível ainda verificar que durante os meses tradicionalmente mais húmidos, existiu uma variação de produção considerável, consoante o ano em causa tenha sido húmido ou seco. A produção varia de um mínimo de cerca de 2% a um máximo de cerca de 8%. Sistema Cávado-Lima 3,32 TWh (26,4%) Sistema Tejo-Mondego 2,42 TWh (18,95%) Figura 3-8 Análise da produção hídrica do SEP+SENV 8 Prod. hídr./cons. Emi. (%) Fonte: REN, EDP Contribuição da potência instalada para a satisfação da ponta do consumo do SEN A comparação da evolução da potência instalada no SEP e no SEN com a evolução da ponta anual do consumo do SEN (referida à produção) permite verificar a reserva de potência no Sistema Eléctrico Nacional ao longo dos últimos 2 anos. Figura 3-1 Potência instalada e ponta anual do SEN 1 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 21 Máx Min Média Fonte: REN, EDP A Figura 3-9 apresenta a repartição da energia eléctrica produzida pelas centrais hídricas do SEP, agrupada por sistema hídrico. Da análise da figura verifica-se que o sistema Douro é o mais importante, com mais de metade do total da produção hídrica do SEP. GW Rácio 2, 1,8 1,6 1,4 1,2 1,,8,6,4, Potência instalada no SEP Potência instalada no SEN Ponta anual do SEN Rácio SEP / Ponta 1,15 1,22 1,26 1,26 1,36 1,29 1,48 1,4 1,38 1,41 1,26 1,24 1,31 1,42 1,42 1,5 1,42 1,34 1,29 1,35 1,33 Rácio SEN / Ponta 1,25 1,32 1,35 1,34 1,46 1,37 1,57 1,48 1,45 1,48 1,32 1,3 1,39 1,66 1,67 1,76 1,69 1,61 1,55 1,61 1,62, Fonte: REN, EDP, Turbogás, Tejo Energia 12 13

53 A figura anterior demonstra que, ao longo dos últimos vinte anos, a potência instalada no SEN, maioritariamente do SEP, foi suficiente para fazer face à ponta. O rácio entre a potência instalada no SEP e a ponta anual do SEN tem-se situado em torno de 1,3 com um crescimento durante a primeira metade e uma redução na segunda metade da década de 9. O rácio equivalente para o SEN, como esperado, apresenta valores superiores, crescendo de 1,3 para cerca de 1, Figura 3-11 Diagrama de carga do dia de ponta do ano de 21 Dia 19 de Dezembro de 21 MW Energia produzida GWh Potência Ponta (18h45) 6945 MW Potência Vazio (4h15) 3712 MW Diagramas de carga 6 55 A encerrar a caracterização da produção do SEN analisa-se, para o ano de 21, o diagrama de carga do dia em que se registou a ponta máxima anual, assim como os diagramas de carga de dias característicos de regime seco e de regime húmido Para além da evolução da carga ao longo do dia, é também possível verificar a energia eléctrica produzida pelas centrais do SEN, o mínimo e o máximo valor de potência solicitado à rede primária (potência diária de vazio e de ponta, respectivamente). A apresentação das diferentes formas de tecnologias de produção de energia eléctrica no diagrama de carga foi feita por ordem decrescente da utilização. Analisando a Figura 3-11, verifica-se que o dia da ponta máxima anual foi um dia seco, apesar de se ter verificado em Dezembro. A base do diagrama foi preenchida pelas centrais a carvão, a gás natural e a fuelóleo, ficando a cargo das centrais hidroeléctricas, fios de água e albufeiras, a modulação da carga ao longo do dia. Pode-se verificar também que durante as horas de vazio se registou alguma actividade de importação associada à operação em bombagem e durante o restante período diário houve produção que se destinou a exportação. Esta actividade de exportação e importação esteve associada às condições de mercado em Espanha que no dia em causa foram favoráveis à exportação. Destaca-se também a contribuição da rede de distribuição para o consumo total abastecido pelas redes do SEP, através das injecções de produtores não vinculados e produtores em regime especial. O diagrama de carga apresenta uma forma com duas pontas dominantes às 11h3 e às 18h45. A potência mínima de vazio 11 ocorreu às 4:15. A potência média 12 foi de 5517 MW, sendo o factor de carga 13 79% e o factor de vazio 14 53%. 11 Define-se Potência Mínima de Vazio como o menor valor da potência activa verificada ao longo do dia. 12 A Potência Activa Média é determinada pelo quociente entre a energia eléctrica consumida ao longo do dia e o número de horas do dia. 13 Define-se Factor de Carga como o quociente entre a potência activa média e o máximo valor da potência activa verificada ao longo do dia. 14 Define-se Factor de Vazio como o quociente entre o menor e o maior valor da potência activa, verificados ao longo do dia Carvão Gás Natural Fuel Fio de Água Consumo abastecido pela RNT Albufeira Saldo importador Consumo abastecido pela RNT + consumo em bombagem Gasóleo Saldo Exp. Consumo total abastecido pelas redes do SEP Fonte: REN A Figura 3-12 permite verificar que o dia 11 de Julho foi de facto um dia seco com a base do diagrama preenchida pelas centrais térmicas, ficando a cargo das centrais hidroeléctricas a restante produção e modulação da carga. Pode-se verificar também que durante o vazio se registou uma forte actividade de importação destinada à operação em bombagem que permite utilizar ao longo do dia a água bombada para a modulação da produção. Durante o restante período do dia, predominou a exportação, como se observa pela diferença entre as emissões totais e consumo da rede primaria. Destaca-se a entrada em funcionamento da central de Tunes durante o período de maior carga, não por motivos de falta de capacidade de produção de outras centrais mais económicas, mas por limitações da capacidade de transporte de energia eléctrica na zona sul, designadamente para o Algarve. Este padrão de produção é característico da época de Verão em que o consumo na região aumenta bastante. O diagrama de carga apresenta duas pontas dominantes às 11h3 e às 14h45. A potência mínima de vazio ocorreu às 4h15. A potência média foi de 4667 MW, sendo o factor de carga 82% e o factor de vazio 59%

54 Figura 3-12 Diagrama de carga de um dia característico de regime seco Dia 11 de Julho de 21 Figura 3-13 Diagrama de carga de um dia característico de regime húmido Dia 17 de Janeiro de MW Energia produzida 112. GWh Potência Ponta (14h45) 5681 MW Potência Vazio (4h15) 3315 MW MW Energia produzida GWh Potência Ponta (18h45) 6198 MW Potência Vazio (4h3) 336 MW Carvão Fuel Albufeira Gasóleo Gás Natural Fio de Água Saldo importador Consumo abastecido pela RNT Consumo abastecido pela RNT + consumo em bombagem Consumo total abastecido pelas redes do SEP Carvão Fuel Albufeira Gasóleo Gás Natural Fio de Água Saldo importador Saldo Exp. Consumo abastecido pela RNT Consumo abastecido pela RNT + consumo em bombagem Consumo total abastecido pelas redes do SEP Fonte: REN Fonte: REN A Figura 3-13 permite verificar que o dia 17 de Janeiro correspondeu a um dia tipicamente de Inverno com a base do diagrama a ser preenchida pelas centrais hídricas. A restante produção coube às centrais térmicas, sendo no entanto a modulação da produção em função da carga efectuada por algumas centrais de albufeira. Este comportamento é inverso ao verificado no dia seco em que a base do diagrama era preenchida pelas centrais térmicas. No que diz respeito às trocas internacionais, destaca-se a manutenção da exportação durante quase todo o dia. Ao contrário do dia característico de regime seco, a operação em bombagem é garantida pela própria produção nacional, e não à custa da energia importada. De referir ainda a forte contribuição da rede de distribuição, muito devida aos grupos hidroeléctricos não vinculados e às mini-hídricas. O diagrama de carga apresenta três períodos de ponta com o maior valor a verificar- -se às 18h45. A potência mínima de vazio ocorreu às 4h3. A potência média foi de 4883 MW, sendo o factor de carga 79% e o factor de vazio 49%. Serviços de sistema Consideram-se serviços de sistema todos os serviços necessários para manter valores aceitáveis de segurança, estabilidade e qualidade de serviço no fornecimento de energia eléctrica. Os serviços de sistema são normalmente classificados em duas categorias: serviços obrigatórios e serviços voluntários. Os serviços de sistema obrigatórios não são remunerados, excepto a îlotage 15, e incluem a produção e a absorção de energia reactiva, a regulação de tensão e a regulação de frequência. Os serviços voluntários são remunerados e incluem o telearranque, a telerregulação, a bombagem, a reserva, o arranque autónomo, a compensação síncrona e a compensação estática. 15 O serviço de îlotage consiste num estado de operação da central em que os grupos geradores se encontram temporariamente isolados da rede, abastecendo apenas consumos internos da própria central e mantendo uma velocidade próxima da velocidade síncrona, o que permite efectuar o paralelo com a rede num menor espaço de tempo

55 Cabe ao Gestor de Sistema elaborar um plano de necessidade de serviços de sistema, por forma a detectar situações de insuficiência de determinados serviços de sistema. A Figura 3-14 apresenta os serviços de sistema agrupados de acordo com a sua classificação. Figura 3-14 Classificação dos Serviços de Sistema Não remunerados Produção / absorção de energia reactiva Regulação de frequência Regulação de tensão Fonte: ERSE, REN, EDP Obrigatórios Serviços de Sistema Remunerados Operação em Îlotage Voluntários Remunerados Telearranque Teleregulação Bombagem Reserva Arranque autónomo Compensação síncrona Compensação estática Produção em regime especial A análise do presente ponto tem como objectivo caracterizar a evolução da PRE no período compreendido entre 1992 e 2. Evolução da potência instalada na PRE A análise da Figura 3-15 permite visualizar a evolução da potência instalada na PRE, podendo concluir-se por um elevado crescimento da potência instalada total com relevo para as instalações de cogeração e centrais produtoras de energia eléctrica a partir de RSU. Figura 3-15 Evolução da potência instalada na PRE GW 1,8 1,6 1,4 1,2 1, Associados aos serviços de sistema existem parâmetros dinâmicos específicos que cada produtor é obrigado a respeitar no fornecimento de cada serviço. Os principais parâmetros dinâmicos afectos aos serviços de sistema são os seguintes: tempo de arranque dos grupos como gerador e como compensador, tempos de transição entre modo gerador e modo compensador (ou vice-versa), gradientes de variação de carga, flutuação máxima de carga face a uma instrução de despacho, mínimo técnico, número de disparos e tensão e frequência de ligação à rede. Estão obrigados ao fornecimento dos serviços de sistema obrigatórios de regulação de frequência e de tensão todos os produtores, podendo o Gestor de Sistema aceitar propostas de investimento de produtores não vinculados para a celebração de contratos bilaterais para o fornecimento de serviços voluntários. Também os distribuidores vinculados e os clientes ligados às redes do SEP poderão propor medidas que contribuam para o fornecimento de serviços de sistema, estabelecendo contratos para esse fim. Os Contratos de Aquisição de Energia incluem os serviços de sistema que cada centro electroprodutor vinculado fornece, assim como os parâmetros dinâmicos a que cada serviço deve obedecer. Tendo em conta que os serviços de sistema, remunerados ou não, devem respeitar estes parâmetros, quando tal não se verifica, ou quando os serviços não são fornecidos, os Contratos de Aquisição de Energia prevêem penalizações que se traduzem na redução do encargo de potência.,8,6,4,2, Eólica,2,2,2,2,12,23,4,5,75 Mini-hídrica,57,116,135,158,166,178,19,23,218 RSU,9,9 Cogeração,78,848,887,947 1,5 1,9 1,9 1,46 1,278 TOTAL,137,966 1,24 1,17 1,228 1,291 1,32 1,389 1,661 Fonte: EDP, DGE A partir de meados da década de 9, a produção de origem eólica começou a ter alguma expressão, tendo a potência total instalada mais que duplicado nos últimos anos. Para o aumento da potência contribuiu também o aparecimento das primeiras centrais incineradoras de RSU, designadamente a Valorsul e a Lipor. A Figura 3-16 resume a repartição da potência instalada na PRE no ano 2, sendo de realçar o domínio das centrais de cogeração face às mini-hídricas, eólicas e centrais de queima de RSU, sendo responsáveis por mais de 75% do total da potência instalada

56 Figura 3-16 Potência instalada na PRE em 2 A Figura 3-17 apresenta a evolução da produção de energia eléctrica na PRE, individualizada por tecnologia de produção. A figura permite também verificar qual a percentagem da produção a partir da cogeração destinada ao autoconsumo, Cogeração 1278 MW (76,94%) verificando-se para os últimos 5 anos que o auto-consumo representou cerca de 7% do total desta produção. Pode ainda observar-se a repartição entre autocon- Eólica 75 MW (4,52%) Mini-hídrica 218 MW (13,12%) Residuos 9 MW (5,42%) sumo (abaixo da linha a tracejado) e energia injectada na rede (acima da linha). No que diz respeito ao total da energia produzida, a cogeração atingiu uma quota de produção média superior a 85% nos últimos anos, diminuindo um pouco nos últimos dois anos devido ao aumento da produção a partir de RSU e produção eólica. Figura 3-18 Produção de energia eléctrica em Regime Especial em 2 Cogeração 4662 GWh (78,78%) Fonte: EDP, DGE Evolução da produção de energia eléctrica na PRE Eólica 153 GWh (2,59%) Mini-hídrica 582 GWh (9,83%) Resíduos 521 GWh (8,8%) A Figura 3-17 representa a evolução verificada na produção de energia eléctrica na PRE também para o período Figura 3-17 Evolução da produção de energia eléctrica em Regime Especial TWh 6 Fonte: EDP, DGE No ano 2, as centrais de cogeração representaram quase 8% do total produzido pela PRE, o que conjuntamente com quase 9% das centrais de RSU, demonstra bem o domínio da produção térmica. A utilização da potência instalada por tecnologia foi, por ordem decrescente, de 579 horas para as centrais a partir de RSU, 365 horas para a cogeração, 267 horas para a mini-hídrica e 24 horas para a eólica RSU (prod),16,521 Eólica (prod),2,3,3,3,9,24,78,19,153 Mini-hídrica (prod),5,254,368,349,522,555,528,482,582 Cogeração (prod) 1,787 2,185 2,743 3,29 3,677 4,5 4,17 4,966 4,662 TOTAL produção PRE 1,839 2,443 3,114 3,643 4,28 4,629 4,776 5,717 5,918 Cogeração (autoconsumo) 1,79 1,961 2,315 2,52 2,69 2,855 2,812 3,399 3,411 Entregas de energia eléctrica à RNT pela PRE A Figura 3-19 representa a distribuição, por tecnologia, da energia eléctrica entregue pela PRE à RNT durante 21. Nela se verifica a significativa importância quer das mini-hídricas quer das centrais de queima de resíduos. Fonte: EDP, DGE

57 Figura 3-19 Entrega de energia eléctrica à RNT pela PRE no ano de 21 Figura 3-2 Indicadores de rendibilidade da produção RSU 442 GWh (17,43%) 6 % RENDIBILIDADE DOS CAPITAIS PRÓPRIOS Cogeração 119 GWh (46,95%) Mini-hídrica 671 GWh (26,45%) 5 4 Eólica 233 GWh (9,17%) % RENDIBILIDADE DO ACTIVO Fonte: EDP, DGE Perspectiva económico-financeira Apresentam-se nas figuras seguintes alguns indicadores que caracterizam, do ponto de vista económico, o sector da produção do Sistema Eléctrico Público (SEP) e do Sistema Eléctrico não Vinculado (SENV), por empresa de produção e na globalidade 16 de cada sistema. Relativamente aos indicadores de rendibilidade dos capitais próprios 17 e do activo 18 verifica-se uma quebra em 1995 e outra novamente em 2, ao nível das empresas do SENV. No ano 2, a EDP Energia, único produtor não vinculado com estatuto de agente de ofertas, iniciou a sua actividade no mercado liberalizado. Para satisfazer o aumento da procura, incluindo as entregas à EDP Distribuição no âmbito da parcela livre, adquiriu energia para substituição da produção própria. Como tal, teve custos de aquisição de energia, o que implicou uma redução da margem bruta das vendas e consequentemente dos resultados antes de impostos. O valor de IRC considerado justifica o resultado líquido negativo apresentado em 2. Saliente-se ainda a evolução registada pela Tejo Energia ao longo do período em análise, tendo em conta que o 2.º grupo da central do Pego entrou em serviço em SEP CPPE Tejo Energia Turbogás SENV HDN HIDROCENEL EDP Energia Fonte: CPPE, Tejo Energia, TURBOGÁS, HDN, HIDROCENEL, EDP Energia Nas figuras seguintes apresentam-se os indicadores financeiros mais representativos do desempenho das empresas de produção. Pela análise da evolução da autonomia financeira 19 e da estrutura financeira 2 pode verificar-se que a capacidade das empresas em satisfazer os seus compromissos financeiros tem vindo a crescer ao longo dos últimos anos. Observa-se, no entanto, uma ligeira quebra, em 1998, nos indicadores financeiros da HIDROCENEL, como resultado de uma diminuição dos capitais próprios em cerca de 1,8% conjugado com um aumento dos capitais alheios de médio e longo prazo e do activo líquido médio, em 2,4% e 3,5%, respectivamente. 16 Os valores apresentados só incluem a Turbogás em 2, primeiro ano completo de exploração dos três grupos da central. 17 Rendibilidade dos Capitais Próprios = Resultados Líquidos / Capitais Próprios x 1 18 Rendibilidade do Activo = Resultados Operacionais x (1- taxa de IRC) / Activo Líquido Médio x 1 19 Autonomia financeira = capitais próprios / activo líquido x 1 2 Estrutura financeira = capitais próprios / capitais alheios de médio e longo prazo

58 Figura 3-21 Figura 3-22 Indicadores financeiros da produção Período de recuperação da dívida 9% AUTONOMIA FINANCEIRA 35 Anos 8% 3 7% 25 6% 5% 2 4% 15 3% 1 2% 1% 5 % SEP CPPE Tejo Energia Turbogás SENV HDN HIDROCENEL EDP Energia 16 ESTRUTURA FINANCEIRA Fonte: CPPE, Tejo Energia, TURBOGÁS, HDN, HIDROCENEL, EDP Energia A evolução da situação patrimonial das empresas, representada na Figura 3-23, per- 1 mite verificar o bom desempenho das mesmas, com os capitais permanentes (capi- 8 tais próprios + passivo de médio e longo prazo) a representarem mais de 9% do 6 activo fixo (imobilizado líquido) % Figura 3-23 Estrutura do balanço da produção ESTRUTURA DO ACTIVO SEP CPPE Tejo Energia Turbogás SENV HDN HIDROCENEL EDP Energia 8% Fonte: CPPE, Tejo Energia, TURBOGÁS, HDN, HIDROCENEL, EDP Energia 6% 4% A Tejo Energia e a Turbogás apresentam rácios consideravelmente baixos em termos de autonomia financeira e de estrutura financeira, situação que resulta do modelo de financiamento destes projectos, fundamentalmente constituídos por capital alheio. 2% % CPPE Tejo Energia Turbogás HDN HIDROCENEL EDP Energia Como complemento à referência anterior relativa a estas empresas, salienta-se a par- Imobilizado Líquido Activo Circulante Acréscimos Diferimentos ticularidade da estrutura do passivo e capitais próprios apresentados pelas mesmas (Figura 3-23). 1% ESTRUTURA DO PASSIVO E CAPITAIS PRÓPRIOS A evolução bastante favorável do indicador da estrutura financeira em 1999 e 2 8% das empresas do SENV resulta da substituição da dívida de médio e longo prazo por 6% dívida de curto prazo. 4% Relativamente ao período de recuperação da dívida, medido através da relação capi- 2% tal financeiro / cash-flow, este tem vindo a reduzir-se ao longo do período em análise para a generalidade das empresas de produção no SEP, sendo este decréscimo mais acentuado no caso da Tejo Energia e Turbogás devido às condições de financiamento subjacentes ao contrato de vinculação. % CPPE Tejo Energia Turbogás HDN HIDROCENEL EDP Energia Capital Próprio Passivo m.l.p.* Passivo c.p. * inclui provisões Fonte: CPPE, Tejo Energia, Turbogás, HDN, HIDROCENEL, EDP Energia

59 3.1.3 Perspectiva tarifária A produção no SEP A produção de energia eléctrica no âmbito do Sistema Eléctrico de Serviço Público é exercida tendo por base Contratos de Aquisição de Energia (CAE) que determinam o fornecimento de energia eléctrica, em regime de exclusividade, por cada centro electroprodutor do SEP à entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte. Os Contratos de Aquisição de Energia O fornecimento de energia eléctrica é remunerado pelo pagamento dos Encargos de Potência e dos Encargos de Energia, cuja metodologia de cálculo está estipulada nos CAE. Os contratos celebrados entre a REN e os produtores vinculados detentores dos centros electroprodutores remuneram os custos fixos dos centros produtores, tais como o investimento inicial e as grandes obras de manutenção, e permitem ainda recuperar os custos variáveis. a) Custos fixos Os custos fixos são recuperados mensalmente através dos encargos de potência pagos pela REN ao produtor. O Encargo de Potência inclui as seguintes parcelas: A remuneração, a uma taxa pré-estabelecida, do activo líquido e do investimento adicional. As amortizações mensais do activo e do investimento adicional. Os valores pré-estabelecidos dos custos mensais de operação e manutenção. A remuneração do stock de combustível das centrais termoeléctricas. Estas parcelas são indexadas a diferentes índices de preços. O Encargo de Potência é corrigido de acordo com a disponibilidade verificada do centro electroprodutor. Deste modo, a remuneração é directamente proporcional ao quociente entre o valor da disponibilidade verificada e o valor da disponibilidade contratada. Caso a disponibilidade verificada seja superior à disponibilidade contratada, o produtor retém 5% dos ganhos obtidos. O Encargo de Energia das centrais termoeléctricas inclui o custo do combustível consumido de acordo com o rendimento acordado, os outros encargos variáveis (O&M) e os custos relativos aos serviços de sistema. Nas centrais a fuelóleo, o custo do combustível baseia-se em preços médios mensais do fuelóleo transaccionado em alguns mercados europeus e publicados na Platts 21. No caso das centrais que utilizam carvão importado, o cálculo do preço do carvão consumido varia consoante utilizem ou não quantidades de carvão para além de um valor acordado com a entidade concessionária da RNT: a Quantidade Anual Base (QAB). A QAB tem de ser satisfeita por contratos de longo prazo de fornecimento de carvão, provenientes de pelo menos três mercados geográficos diferentes. A assinatura destes contratos de fornecimento carece do acordo prévio da REN. O preço do carvão da QAB é composto por duas parcelas. A primeira parcela corresponde ao preço médio dos contratos de longo prazo de fornecimento de carvão assinados pelo centro produtor. Esta é a parcela com maior peso. A segunda parcela é função do preço médio na União Europeia, para contratos de longo prazo, do carvão proveniente de países pertencentes a este espaço económico. O preço do carvão para quantidades superiores à QAB baseia-se no preço de mercado para contratos de curto prazo de modo a transferir para os centros electroprodutores parte do risco da aquisição do combustível. Os custos de O&M são pagos de acordo com os valores contratados em cada CAE, o que obriga o produtor a assumir os riscos decorrentes da gestão da central. Os custos dos diferentes serviços especiais que o centro electroprodutor fornece à rede (teleregulação, compensação síncrona, arranques...) são calculados de acordo com o estabelecido nos CAE para cada serviço especial. c) Importância dos CAE no SEP A produção vinculada de energia eléctrica contratada através dos CAE desempenha um papel bastante importante no abastecimento dos consumos do SEP. Este facto é evidenciado na Figura 3-24, onde se compara o peso relativo dos custos de aquisição de energia eléctrica para abastecimento dos consumos no SEP, segundo as suas diferentes origens, no período b) Custos variáveis Os custos variáveis estão directamente relacionados com a produção de electricidade, sendo residuais os custos dos serviços complementares, de que é exemplo o funcionamento dos geradores em compensação síncrona. Sendo assim, a tecnologia empregue na produção de electricidade por cada centro produtor tem influência nos seus custos variáveis. Nas centrais termoeléctricas, os custos de aquisição dos combustíveis são bastante importantes na globalidade dos custos das centrais, enquanto nas hidroeléctricas os custos variáveis são desprezáveis quando comparados com os custos fixos. 21 A Platts é uma publicação especializada na divulgação de informações relativas aos mercados energéticos

60 1% Figura 3-24 Estrutura do custo de aquisição de energia para o SEP Figura 3-25 Custo da energia produzida ao abrigo dos CAE (preços constantes de 21) 9% 1 6 de euros Eur/MWh 8% % 1 8 6% 5% 4% 3% 2% ,4 5,6 46,4 277,5 317,9 51, 45, 372, 5,4 612, % 1 % Unidade monetária: 1 6 de euros Produtores em regime especial SENV Importação CAE ,3 134, 122,5 189,6 1131,3 35 Nota: Em 1999 e 2 os valores do SENV correspondem aos da parcela livre. 2 Fonte: REN Dos dados expostos nesta figura depreende-se que cerca de 9% do custo da energia adquirido pelo SEP está enquadrado comercialmente pelos CAE. A Figura 3-25 apresenta a evolução do custo da energia produzida ao abrigo dos CAE entre 1996 e 2. Salienta-se que os encargos de energia têm crescido muito mais do que os encargos de potência. O Encargo de Potência evoluiu de cerca de 1 58 milhões de euros em 1996 para mais de milhões de euros em 2. O Encargo de Energia apresentou um crescimento muito significativo ao passar de 277,5 milhões de euros em 1996 para quase 613 milhões de euros em 2. Custos Fixos (Encargos de Potência) Custos Variáveis (Encargos de Energia) Preço médio de aquisição CAE Fonte: REN, INE A Figura 3-26 apresenta a estrutura do preço médio de venda das empresas do SEP cuja produção é mista (hídrica + térmica no caso da CPPE) ou exclusivamente térmica (Tejo Energia) 22. O custo médio da energia produzida no SEP, a preços correntes, tem sofrido um ligeiro aumento nos últimos anos, tendo crescido de 48,4 E/MWh em 1996 para 5,4 E/MWh em Os valores apresentados não incluem a Turbogás, dado que a mesma se encontrava, nesse período, ainda em fase de construção

61 Figura 3-26 Decomposição do preço médio de venda na produção do SEP (preços constantes de 2) Figura 3-27 Potência contratada pelo SEP Potência [MW] Eur/MWh ,9 2,3,6 71,3 5,3, , 16, ,6 9,7 1,4 9,8 11,5 45,6 1,7 1,6 8,2 1,7 17,6 7,8 43,9 14, 4,4 9,7 41, 15, 3,1 8,5 2,5 8,4 47,7 48,4 17, 19,4 2,9 2,1 9,4 9,2 44,1 5,3 6,7 1,4 5, ,2 SEP CPPE Tejo Energia 1996 (ano húmido - I.P.H. (1) = 1,3) 1998 (ano médio - I.P.H. (1) = 1,4) 1999 (ano seco - I.P.H. (1) =,68) C.E.V. (2) (1) I.P.H. - Índice de produtibilidade hidroeléctrica (2) C.E.V. = Custo das existências vendidas (i.e. combustíveis) (3) F.S.E. = Fornecimentos e Serviços Externos (4) Amortização liquida da amortização do imobilizado comparticipado (5) Resultados financeiros líquidos de encargos financeiros imputados ao investimento Fonte: EDP 6, 9,8 8,4 Pessoal+Materiais Diversos+FSE (3) 5,4 5,1 2,6 2,6 Factores determinantes dos custos de produção 1,8 Os custos médios de produção de energia eléctrica dependem, entre outros, dos seguintes factores: Opções técnicas e económicas tomadas no âmbito da expansão do sistema electroprodutor. Variáveis externas ao sistema electroprodutor. -,4 12,7 11,8 Como os centros electroprodutores são integrados no SEP através da celebração dos CAE, a duração destes contratos delimita a potência instalada de produção de energia eléctrica do sistema eléctrico de serviço público. A Figura 3-27 apresenta a potência contratada pelo SEP, tendo em conta os CAE em vigor no final de 21. A potência contratada pelo SEP decresce com a sucessiva cessação dos CAE. 9,8 -,5 6, 6,1 SEP CPPE Tejo Energia SEP CPPE Tejo Energia Amortização (4) Resultados Financeiros (5) Outros Custos -,3 -,2 Resultados Líquidos+IRC 17, -,9 Hídrica Térmica Os custos médios de produção de energia eléctrica têm subjacente um conjunto de determinantes externas à própria actividade de produção de energia eléctrica cujo controlo ultrapassa o âmbito da gestão da exploração do centro electroprodutor, sendo de referir entre outras, os seguintes: Preços de combustíveis. Variação do consumo de electricidade. Condições hidrológicas. Variáveis monetárias. O preço dos combustíveis é uma das variáveis mais importantes do custo de produção. A Figura 3-28 mostra a evolução do preço médio anual dos três principais combustíveis utilizados na produção de energia eléctrica em Portugal entre 1996 e 2 em algumas centrais do SEP: o carvão importado (central da CPPE), o fuelóleo (centrais da CPPE) e o gás natural para o período (central da Turbogás). Após uma ligeira diminuição, o preço do fuelóleo sofreu um forte aumento em 1999 e em 2. É patente a estreita relação existente entre a evolução do preço do fuelóleo e a do preço do gás natural. No que diz respeito ao preço do carvão, observa-se que este diminuiu ligeiramente durante o período analisado

62 Figura 3-28 Evolução do preço dos combustíveis consumidos na produção de energia eléctrica em Portugal (preços constantes de 21) Parte da produção de energia eléctrica em Portugal provém de centros produtores hidroeléctricos. Deste modo, o custo de produção da energia é influenciado pela irregularidade hidrológica verificada em Portugal. Em anos secos, em que a afluência hidrológica se situa abaixo de um valor médio de referência, verifica-se uma diminui- 25 Eur/tep ção na utilização da capacidade produtiva das centrais hidroeléctricas, obrigando a um aumento da utilização das centrais termoeléctricas. Em anos húmidos verifica-se o contrário. 2 Na Figura 3-3 apresenta-se a evolução do valor do Encargo de Energia por MWh emitido, a preços de 21. As variações deste valor estão associadas quer ao preço 15 dos combustíveis, quer à variação das condições hidrológicas. É de salientar que o forte aumento do Encargo de Energia por MWh em 2, não obstante o ano ter 1 sido húmido, se deve ao acréscimo do preço dos combustíveis. 5 Figura 3-3 Evolução do Encargo de Energia e do Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica (preços constantes de 21) Gás Natural (Turbogás) Eur/MWh IPH Carvão (CPPE) Fuelóleo (CPPE) ,4 Fonte: DGE, EDP, INE e REN 18 1,2 16 Por forma a enquadrar a variação dos custos dos combustíveis utilizados na produ- 14 1, ção de energia eléctrica ocorrida em Portugal ao longo do período , a figura que se segue ilustra a evolução dos preços médios do carvão (carvão vapor) e 12,8 do gás natural importados pelos países da União Europeia, bem como a evolução 1 dos preços médios do petróleo (Brent), tomando 1996 por ano base. 8,6 Figura 3-29 Evolução do preço médio de alguns combustíveis nos mercados internacionais 6,4 (1996=1) 4, , 1 Encargo de Energia/MWh 1,1 11,9 12, 14,8 17,7 Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica 1,3 1,22 1,4,68 1,8 8 6 Fonte: REN Carvão importado na U.E. a países fora da U.E. (USD/ton) Gás natural importado na U.E. por gasoduto (USD/MBTU) Preços médios do Brent spot (USD/barril) A Figura 3-31 evidencia o efeito regulador do diferencial de correcção de hidraulicidade nos custos variáveis de produção. Observa-se assim que, consoante a afluência hidrológica seja superior ou inferior à média, o Encargo de Energia por MWh emitido resulta respectivamente aumentado ou diminuído. Fonte: OCDE

63 Figura 3-31 Encargo de Energia por MWh adquirido às centrais do SEP (preços constantes de 21) índice de preços no consumidor excluindo habitação no continente e a taxa de câmbio média anual PTE/USD. Verifica-se por um lado, que a taxa de juro Lisbor a 3 meses diminuiu de 4% durante 2 Eur/MWh IPH 1,4 o período em análise. Por outro lado, observa-se que a taxa de câmbio PTE/USD aumentou em mais de 4% entre 1996 e 2 e que o índice de preços no consumidor também aumentou, ainda que de uma forma irregular. Salienta-se ainda que de 18 1, para 2 todas as variáveis representadas registaram um acréscimo. 16 Figura ,,8 Evolução de algumas variáveis monetárias (1996=1) ,6 14 6, ,2 1, Encargo de Energia por MWh 1,1 11,9 12, 14,8 17,7 6 Encargo de Energia por MWh corrigido da hidraulicidade 11,7 13,4 12, 12,9 18,1 Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica 1,3 1,2 1,,7 1,1 4 2 Quanto às variáveis monetárias, tais como a inflação, as taxas de juro e as taxas de câmbio, estas influenciam tanto o valor do Encargo de Potência como o valor do Encargo de Energia. As taxas de juro influenciam a remuneração dos investimentos nos centros electroprodutores e deste modo o valor do Encargo de Potência a pagar pela entidade concessionária da RNT. A inflação também influencia o valor dos encargos de potência, já que estes são indexados a vários índices de preços. No que diz respeito às taxas de câmbio, a depreciação ou a apreciação da moeda nacional influencia tanto o custo do combustível adquirido pelos centros electroprodutores como o custo dos empréstimos contraídos em moedas estrangeiras para financiar a sua construção. Saliente-se que a grande maioria do combustível consumido em Portugal é adquirida no estrangeiro em dólares americanos. A observação da Figura 3-32 permite verificar a evolução de alguns indicadores monetários no período compreendido entre 1996 e 2. Estes indicadores espelham a tendência global de evolução das variáveis monetárias que influenciam, directa ou indirectamente, os custos de produção dos produtores vinculados. Os indicadores escolhidos são: a média anual da taxa de juro de curto prazo Lisbor 3 meses, o Taxa Lisbor 3 meses Índice de preços no consumidor (sem habitação) no continente Taxa de câmbio PTE/USD Fonte: Banco de Portugal, BPSM, INE A REN, no âmbito das suas funções de Agente Comercial do SEP e de Gestor de Sistema, realiza a programação da exploração dos centros electroprodutores, para a qual estabelece a ordem de mérito dos mesmos com a finalidade de optimizar a gestão da produção. A ordem de mérito é estabelecida tendo em conta as disponibilidades dos centros electroprodutores, os custos variáveis de produção e o nível de procura de energia eléctrica. Na Figura 3-33 relaciona-se a emissão de energia eléctrica verificada em 2, por combustível utilizado, com o seu Encargo de Energia por MWh emitido

64 Figura 3-33 Energia emitida e Encargo de Energia por MWh emitido por combustível consumido nos grupos termoeléctricos do SEP em 2 Eur/MWh GWh Nota: a produção líquida da central do Carregado foi diferenciada consoante o combustível empregue (fuelóleo ou gás natural). Fonte: REN Na Figura 3-34 analisa-se com mais detalhe para 2 a relação entre o custo de produção dos centros electroprodutores e as respectivas emissões de energia eléctrica ao apresentar o Factor de Utilização 23 e os Encargos de Energia por MWh emitido das principais centrais termoeléctricas. Figura GWh Grupos a carvão Factor de Utilização e Encargo de Energia por MWh emitido de algumas centrais térmicas do SEP em 2 15, Eur/MWh GWh Grupos a gás natural 33,1 Eur/MWh 39,9 Eur/MWh 4 97 GWh Grupos a fuelóleo Refira-se ainda a questão da hidraulicidade. O risco de hidraulicidade advém da produção de electricidade de origem hídrica variar de ano para ano, levando a que os consumos de energia eléctrica sejam garantidos através de energia de origem térmica. Isto origina uma grande volatilidade dos custos variáveis de produção. A conjugação deste risco com a estabilidade das receitas da venda de energia eléctrica inerente à estabilidade tarifária condiciona a gestão do SEP. Em 1991, foi aprovado o Decreto-Lei n.º 338/91 que estabeleceu o mecanismo de correcção de hidraulicidade 24. O valor anual da correcção da hidraulicidade é composto pelas seguintes parcelas: Diferencial entre o custo económico de produção de energia eléctrica, baseado nas afluências reais, e o custo económico de referência, baseado numa longa série histórica de ciclos hidrológicos. Encargos ou proveitos financeiros associados ao saldo acumulado de correcção de hidraulicidade. Proveitos ou encargos necessários para que o valor esperado do saldo acumulado de correcção de hidraulicidade num horizonte temporal de 1 anos se torne igual a um adequado nível de referência. Este nível deverá ser suficiente para cobrir custos adicionais correspondentes à ocorrência de situações hidrológicas desfavoráveis. A Figura 3-35 mostra a evolução dos encargos de energia corrigidos do efeito da hidraulicidade. Figura 3-35 Custos variáveis de aquisição ao SEP (preços constantes de 21) 1 6 de euros IPH Eur/MWh Factor de Utilização 7 1,4 1% 9% 6 6 1,2 8% 5 5 1, 7% 6% 4 4 3,8 5% 3,6 4% 3% 2 2 1,4 2% 1,2 1% % Pego Sines Tapada do Outeiro Ciclo Combinado Setúbal Barreiro Carregado Factor de Utilização 9,% 87,1% 68,% 38,5% 36,5% 2,2% Encargo de Energia/MWh 17,4 13,7 32,1 38,9 47,7 44,4-1 Encargo de Energia (Custos variáveis) Diferencial de correcção de hidraulicidade Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica Encargos variáveis corrigidos ,5 317,9 372, 51, 612,9 44,5 41,1 -,1-63,9 11,7 1,3 1,2 1,,7 1,1 322, 359, 371,9 446,1 624,5, Fonte: REN Fonte: REN, INE 23 Segundo o Dicionário de Terminologia Energética, publicado pela APE em 1992, o factor de utilização corresponde à relação entre o tempo de utilização das centrais e a duração de um período de referência. 24 O Decreto-Lei 198/2 que procedeu à separação da REN do grupo EDP derrogou o Decreto-Lei 338/91. Ao abrigo deste diploma, a Portaria 987/2 de 14 de Outubro atribui à REN a gestão deste mecanismo

65 Produção em regime especial À produção em regime especial têm sido atribuídos incentivos ao investimento, bem como ao seu funcionamento, nomeadamente através do preço de venda da energia eléctrica produzida. Uma das principais razões apontadas para este tipo de incentivos prende-se com os menores impactes ambientais que, na maioria das vezes, estão associados a este tipo de produção. Conforme já referido, são considerados produtores em regime especial os que possuam instalações de cogeração ou utilizem recursos renováveis (< 1 MW para as hídricas) ou resíduos. O mecanismo de incentivo à energia eléctrica produzida pela PRE pode resumir-se nos seguintes pontos: Obrigação de compra por parte do SEP. Preço pré-definido por legislação do Governo. Sobrecusto 25 resultante da PRE suportado pelos clientes do SEP e pelos clientes não vinculados. Na Figura 3-36 apresentam-se de forma gráfica os pontos acima resumidos. Figura 3-36 Incentivo à PRE PRE E custo em que o SEP incorreria se adquirisse a mesma energia a meios convencionais Sobrecusto E E Actividade de aquisição de Energia Eléctica Actividade de aquisição de Gestão Global do Sistema preparação de uma futura Directiva, onde se prevê que venha a ser fixado um objectivo de 18% de penetração, para 21, relativo ao consumo final de energia eléctrica (PNAC, 21). Relativamente às renováveis e resíduos, destaca-se a alteração ao tarifário de venda ao SEP, publicado no Decreto-Lei n.º 339-C/21, de 29 de Dezembro. O preço de venda é agora função da tecnologia e das horas de funcionamento do centro produtor. Em termos comunitários, há a assinalar a publicação da Directiva 21/77/CE, de 27 de Setembro, que estabelece metas indicativas para cada Estado-membro. O Governo, através do Programa E4, adoptou já a meta de 39% do consumo de energia eléctrica ser satisfeito, em 21, com recurso a fontes de energia renováveis, incluindo-se neste conceito os grandes aproveitamentos hidroeléctricos. Uma das dificuldades apontadas pelos produtores em regime especial prendia-se com a capacidade de ligação da rede do SEP, bem como com o procedimento administrativo associado à gestão desta capacidade. Foi com o objectivo de minimizar estas dificuldades que foi publicado o Decreto-Lei n.º 312/21, de 1 de Dezembro, que vem definir o regime de gestão da capacidade de recepção de energia eléctrica nas redes do SEP provenientes de centros electroprodutores do SEI. Outras das barreiras também frequentemente apontadas pelos produtores são as restrições ambientais impostas à instalação de novos aproveitamentos, bem como as dificuldades inerentes ao procedimento administrativo. Neste campo, destaca-se a publicação do Despacho n.º 1191/21 (II série) e o do Despacho Conjunto n.º 583/21, que pretendem simplificar o referido procedimento. Evolução do preço médio de venda da PRE kwh Redes do SEP E Clientes não vinculados E Clientes do SEP E O preço médio de venda da PRE depende, não só da própria tecnologia, mas também do diagrama de entrega da energia. Deste modo, opta-se por efectuar uma análise em termos de preços médios. Em termos legislativos há a assinalar alterações recentes, tanto para a cogeração como para a restante produção em regime especial. No que respeita à cogeração, destaca-se a publicação do Decreto-Lei n.º 313/21, de 1 de Dezembro, que alterou um conjunto de disposições do quadro legal aplicável à cogeração, publicado pelo Decreto-Lei n.º 538/99, de 13 de Dezembro. Das alterações efectuadas, destacam-se as seguintes: diminuição do rendimento eléctrico equivalente exigido para algumas tecnologias; alterações no tarifário, tendo sido estabelecido um tarifário distinto para o fuelóleo; possibilidade do cogerador vender toda a energia produzida ao SEP. Em termos de legislação comunitária, destaca-se a Na Figura 3-37 apresenta-se a evolução do preço médio de venda da PRE ao SEP desagregado pelas diferentes tecnologias. Até 1999 o preço de venda da PRE estava ligado ao preço de venda a clientes finais do SEP 26, pelo que o preço médio acompanhou a descida verificada nas tarifas. Após 1999, o preço passou a ser determinado por fórmulas próprias, baseadas no conceito de custo evitado, o que determinou um aumento do preço médio de venda. Para o futuro, e tendo em conta as recentes alterações legislativas, é expectável um aumento no preço médio, em especial para os aproveitamentos eólicos. 25 Considera-se sobrecusto a diferença entre o custo suportado pelo SEP pela aquisição da PRE e o custo que o SEP suportaria se adquirisse esta mesma energia através dos meios convencionais, tal como adquire a restante energia. O Regulamento Tarifário define regras para este cálculo. 26 Para a cogeração, desde 1995, até à publicação do Decreto-Lei n.º 186/95, a produção que excedesse os 1 MVA seria remunerada de acordo com os custos evitados. No entanto, a fórmula de cálculo só foi publicada em 1998, acabando por vigorar somente até finais de 1999, com a publicação do Decreto-Lei n.º 538/

66 Figura 3-37 Evolução do preço de venda da PRE, para várias tecnologias (preços constantes de 21) Eur/MWh Evolução do sobrecusto Conforme já referido, o sobrecusto que resulta das aquisições à PRE é incluído nos custos da Actividade de Gestão Global do Sistema. A Figura 3-39 mostra o peso do sobrecusto no custo total da actividade, verificando-se um aumento considerável desde Possivelmente, como consequência das alterações legislativas operadas após a determinação dos custos aceites para as tarifas de 22, o peso do sobrecusto em 22 será superior ao valor indicado. Figura 3-39 Peso do sobrecusto da PRE na actividade de gestão global do sistema 5 1% 2% 45 9% 16% 23% 2% Cogeração (inclui biomassa) 59,9 56,3 53,4 45,9 49,4 55,6 8% 7% Mini hídrica 67,5 65,1 62,6 61,4 67,2 65,4 6% Eólica 64,2 6,7 56,5 54, 62,9 62, RSU 46,4 57,8 65,8 Total PRE 62,5 59,1 56, 49,4 56,1 6,5 5% 4% 98% 84% 77% 8% Fonte: REN (valores comerciais) 3% O preço de venda da cogeração está indexado ao preço do petróleo, expresso pelo índice Arabian Light Breakeven do semestre anterior ao mês de facturação. A Figura 3-38 permite comparar a evolução deste índice com a evolução do preço de venda da cogeração. É interessante verificar que a partir de 1999 existe um andamento distinto entre o preço médio da cogeração e o preço médio do total da PRE, uma vez que o tarifário para as renováveis e resíduos não se encontra indexado ao preço do petróleo. Figura 3-38 Preço de venda da cogeração e evolução do preço do petróleo 2% 1% % Outros custos associados à gestão global do sistema Sobrecustos PRE Nota: os valores de 21 correspondem à melhor estimativa, resultando já de correcções do valor utilizado para cálculo das tarifas. Os valores de 22 referem-se a previsões para cálculo das tarifas O sobrecusto total tem vindo a aumentar, essencialmente, por duas razões: aumento das quantidades vendidas pela PRE e aumento do preço médio de venda. Por outro lado, mantendo-se o tarifário para a PRE, as descidas tarifárias dos preços estabelecidos pela ERSE, corresponde um aumento do sobrecusto. A Figura 3-4 permite avaliar este efeito, destacando-se a evolução do sobrecusto unitário médio (Eur/MWh) Eur/bbl Arab Light (21 média dos dois primeiros trimestres) Eur/MWh PRE (21 valores provisórios) Eur/MWh SEP corrigido hidraulicidade (21 previsões) Cogeração (inclui biomassa) Fonte: OCDE, REN (valores comerciais)

67 Figura 3-4 Evolução do sobrecusto e sobrecusto unitário médio (preços correntes) Figura 3-41 Decomposição do preço médio de venda na produção do SENV (preços constantes de 2) 1 6 euros Eur/MWh Eur/MWh ,6 67,2 69, 12,7 49, ,2 19,2 1,6 6,3 18,4 14,6 66,3 13,9 2,2 1,2 15,1 25, 63,3 27,1 2, 1,4 2,7 12,2 51, 15,,5 8,6 18,8 8,1 63,8 59,5 14,9 56,6 24,4 4,1 27,7 6, 2,9 3,5 15,6 2,1 1,2 15, 14,5 23,3 13,7 11, 58,9 29,4 2,8 3,8 15,2 7,8 35,5 4,2 23,3 2,9 26,5 38,6 4,7 3, 17,8 22,2 25,7 15,3 5,6 37,8 21, ,3-7,5-1,1-11,6 Sobrecusto PRE 1 6 euros Sobrecusto unitário médio Eur/MWh Nota: o sobrecusto unitário médio corresponde ao quociente entre o sobrecusto total e a energia vendida à rede pela PRE. Fonte: REN, ERSE HDN SENV EDP Energia HIDROCENEL HDN SENV EDP Energia HIDROCENEL HDN SENV EDP Energia HIDROCENEL (ano húmido - I.P.H. (1) = 1,3) (ano médio - I.P.H. (1) = 1,4) (ano seco - I.P.H. (1) =,68) Pessoal+Materiais Diversos+FSE (3) Amortização Resultados Financeiros Outros Custos Resultados Líquidos+IRC Mantendo-se o actual quadro legislativo, o cumprimento dos objectivos comunitários fará aumentar o sobrecusto total. Alguns países europeus estão a iniciar a implementação de mecanismos concorrenciais para este tipo de produção, nomeadamente certificados verdes, com o objectivo de melhorar a eficiência económica neste novo mercado. (1) I.P.H. - Índice de produtibilidade hidroeléctrica (2) F.S.E. = Fornecimentos e Serviços Externos (3) Amortização liquida da amortização do imobilizado comparticipado (4) Resultados financeiros líquidos de encargos financeiros imputados ao investimento Fonte: EDP A produção no SENV A venda de energia eléctrica produzida no SENV tem por base contratos livremente estabelecidos entre produtores não vinculados e clientes não vinculados, ou seus representantes, ou entre produtores não vinculados e o distribuidor vinculado em MT e AT, no âmbito da parcela livre. No âmbito da parcela livre, os custos de aquisição de energia eléctrica aos produtores não vinculados são limitados ao custo médio de aquisição de energia eléctrica às centrais do SEP. A produção de energia eléctrica das empresas que actuam no Sistema Eléctrico não Vinculado provém, unicamente, de origem hídrica. Na Figura 3-41 apresenta-se a estrutura do preço médio de venda, em anos com regimes hidrológicos representativos, das empresas do SENV. Neste período, a produção proveniente do SENV destinou-se exclusivamente às empresas de distribuição no âmbito da parcela livre Proveitos e evolução tarifária no SEP À entidade concessionária da RNT e às entidades titulares de licença vinculada de distribuição de energia eléctrica estão atribuídas várias actividades, às quais correspondem diferentes tarifas. À entidade concessionária da RNT foram atribuídas três actividades: Aquisição de Energia Eléctrica (AEE) - que tem como principais funções a aquisição de energia eléctrica para o abastecimento do SEP e a elaboração de estudos para o planeamento de centros produtores. A remuneração desta actividade advém da tarifa de Energia e Potência (TEP). Gestão Global do Sistema (GGS) - que engloba não só a coordenação técnica integrada do Sistema Eléctrico Nacional (SEN), como também a coordenação comercial e o sistema de acerto de contas entre o SEP e o Sistema Eléctrico não Vinculado (SENV)

68 A remuneração desta actividade advém da tarifa de Uso Global do Sistema (UGS). Transporte de Energia Eléctrica (TEE) - à qual corresponde o planeamento, estabelecimento, operação e manutenção da rede de MAT e de interligação. A remuneração desta actividade advém da tarifa de Uso da Rede de Transporte (URT). De seguida são abordadas as actividades de AEE e GGS e as respectivas remunerações sendo a actividade TEE tratada no ponto Actividade de Aquisição de Energia Eléctrica 2 5 nesta actividade para os anos respectivos. O ano de 22 foi calculado com base no novo Regulamento Tarifário. Figura 3-42 Decomposição do nível dos proveitos permitidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica (preços correntes) 1 6 euros a) Evolução dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Os proveitos permitidos na AEE reflectem nomeadamente os custos de aquisição de energia eléctrica pela entidade concessionária da RNT, para fornecimento às entida des titulares de licença vinculada de distribuição, incluindo os custos associados à função Agente Comercial do SEP da entidade concessionária da RNT. 1 A energia eléctrica é dominantemente adquirida aos produtores vinculados, ou seja, a produtores que estabeleceram com a entidade concessionária da RNT um contrato 5 de fornecimento em exclusivo. As condições de fornecimento, incluindo a remuneração respectiva, são estabelecidas nos Contratos de Aquisição de Energia (CAE). Complementarmente, a entidade concessionária da RNT pode adquirir energia eléctrica a fornecedores estrangeiros (importações) ou a produtores não vinculados. Pode também exportar energia eléctrica ou vendê-la no mercado nacional, caso disponha de capacidade disponível. Para as referidas transacções, o Regulamento Tarifário prevê um sistema de partilha dos benefícios. Para os clientes finais com possibilidade de modulação de carga, designadamente com possibilidade de reduzirem a carga a pedido do distribuidor, durante um certo período, com uma determinada antecedência, está estabelecido um regime especial de interruptibilidade. Os consumidores que adiram a este regime beneficiam de uma redução na sua factura transmitindo os benefícios desta flexibilidade para o SEP. Estas reduções são incluídas na actividade de Energia e Potência porque permitem, em princípio, uma redução nos custos de aquisição de energia eléctrica pela entidade concessionária da RNT, designadamente na contratação de capacidade de produção. A Figura 3-42 permite analisar a evolução das várias componentes que definem o nível de proveitos permitidos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica. Os valores apresentados para os anos de 1997 a 2 são os que resultam da decomposição dos custos reais desta actividade pelas várias parcelas. Os anos de 1999 e 2 incluem o desvio (excluindo encargos financeiros) apurado em 21 e 22 e que resultam da diferença entre o valor facturado nesta actividade e os proveitos permitidos recalculados com base em valores reais. Os valores apresentados para os anos de 21 e 22 correspondem aos valores aceites pela ERSE para efeitos de determinação do volume de proveitos permitidos Real 1998-Real 1999-Real 2-Real 21-Tarifas 22-Tarifas Resultado regulado 5,6 54,7,2,4,4,4 Ajustamento (1) -4,3 175,3 Desvio 36,6-159,2 Outros Custos (2) 4,2 21,2-1,5,8 3,5 2,5 Amortização de terrenos de centrais 3,2 15,9 15,7 15,7 15,7 15,7 Interruptibilidade 8, 8,6 1,3 16,6 17,5, Aquisições aos PRE (3) 86,4 92,7 16,3 113,3 158,5 158,7 Importações e aquisições aos PNV 5,6 11,2-2,3 19,2 15,8 5, Correcção de Hidraulicidade 31,4 -,1-59,5 11,2,, Aquisições ao SEP (4) 1 128, , 1 49, , , ,3 (1) O ajustamento de 21 contempla o desvio de 1999 actualizado e o ajustamento extraordinário dos FSE não aceites nas tarifas de 2. (2) Valor líquido de outros proveitos operacionais. (3) Exclui o sobrecusto (4) Exclui os custos decorrentes dos CAE imputados à tarifa de UGS Fonte: ERSE b) Evolução do preço médio na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica Na Figura 3-43 e na Figura 3-44 apresenta-se a evolução dos preços médios da tarifa de Energia e Potência, em termos nominais e reais, durante o primeiro período de regulação ( ) e em 22. Estes preços médios referem-se aos fornecimentos de energia eléctrica aos clientes do SEP e incluem, para além dos custos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, os custos com a aquisição de energia eléctrica no âmbito da parcela livre

69 O preço médio da tarifa de Energia e Potência sofreu aumentos nominais de 11,1%, o que representa uma subida em termos reais de 4,1%, durante o primeiro período de regulação ( ) em 5,65 cente/kwh. Figura 3-43 Tarifa de Energia e Potência Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 12,6 8,5% 111,1 9,6% 11,4 1, 1,4% Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 Figura 3-44 Tarifa de Energia e Potência Evolução do preço médio (variação real 1999=1)) Actividade de Gestão Global do Sistema a) Evolução dos proveitos permitidos na actividade de Gestão Global do Sistema A tarifa de Uso Global do Sistema reflecte os seguintes encargos suportados pela entidade concessionária da RNT: i) Custos associados à coordenação técnica do sistema integrado do SEP bem como à coordenação comercial e ao acerto de contas entre o SEP e o SENV. ii) Custos da ERSE. iii) Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de interesse económico geral. Nos custos referidos em i) estão incluídos os custos correspondentes às funções de Gestor de Ofertas, Gestor do Sistema e Acerto de Contas, caracterizadas no Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações. Estão igualmente incluídos os serviços de sistema, caracterizados no mesmo Regulamento. Nos custos referidos em iii) estão incluídos os relativos à aquisição de energia eléctrica a produtores em regime especial que excedam os custos que seriam incorridos pelo SEP para a produção da mesma quantidade de energia (sobrecusto). Os proveitos permitidos da Gestão Global do Sistema cobrem ainda parte dos custos da Aquisição de Energia Eléctrica caso se verifique uma redução significativa do volume de vendas por acesso ao SENV de clientes do SEP. A Figura 3-45 mostra a decomposição do nível de proveitos permitidos na actividade de Gestão Global do Sistema , -1,8% 98,2 6,1% 14,1 5,4% 19,8 Os valores apresentados para os anos de 1997 a 2 são os que resultam da decomposição dos custos reais desta actividade pelas várias parcelas. Os anos de 1999 e 2 incluem o desvio (excluindo encargos financeiros) apurado em 21 e 22 e que resultam da diferença entre o valor facturado nesta actividade e os proveitos permitidos recalculados com base em valores reais Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 Os valores apresentados para os anos de 21 e 22 correspondem aos valores aceites pela ERSE para efeitos de determinação do volume de proveitos permitidos nesta actividade para os anos respectivos. O ano de 22 foi calculado com base no Regulamento Tarifário de

70 Figura 3-45 Figura 3-46 Decomposição do nível dos proveitos permitidos da actividade Gestão Global Tarifa de Uso Global do Sistema Evolução do preço médio do Sistema (variação nominal 1999=1) (preços correntes) , 1 6 euros , , 35,% ,3 12,6 14,9 98,4 19, ,7% 88,3 5,7% 93, Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 2 Figura Real 1998-Real 1999-Real 2-Real 21-Tarifas 22-tarifas Remuneração de Activos 3,2 5,8 3,7 3,9 4,5 5, Tarifa de Uso Global do Sistema Evolução do preço médio (variação real 1999=1) Ajustamento (1) -4,3 15, 13 Desvio 4,1-13,6 Outros Custos -,9 3,8 6,3 7,8 7,1 6,4 Amortizações 1,5 6,6 6,2 6,6 7,9 9,8 ERSE 5,3 4,8 2,5 3, 3,6 6,7 Sobrecusto PRE 5,7 7,4 2, 17,5 18,3 34, ,7 Serviços do Sistema 7,5 74,2 8, 73,1 72,2 77, , 31,1% O ajustamento de 21 contempla o desvio de 1999 actualizado e o ajustamento extraordinário dos FSE não aceites nas tarifas de ,5% 85,5 2,3% 87,5 b) Evolução do preço médio na actividade de Gestão Global do Sistema Na Figura 3-46 e na Figura 3-47 apresenta-se a evolução dos preços médios da tarifa de Uso Global do Sistema, respectivamente, em termos nominais e reais. Estes preços médios são referidos aos fornecimentos e entregas de energia eléctrica aos clientes do SEP e do SENV. O preço médio da tarifa de Uso Global do Sistema registou uma redução nominal de 7,7%, o que representa uma descida em termos reais de 12,5%, durante o primeiro período de regulação ( ). Em 22, a tarifa de uso Global do Sistema registou um aumento de 35,% em termos nominais, situando-se em,41 cente/kwh Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas Perspectiva da concentração empresarial A análise da concentração de qualquer mercado ou sector tem geralmente como propósito avaliar o grau de concorrência existente. A produção de energia eléctrica justifica ser objecto de análise de concentração empresarial, fundamentalmente pelos seguintes aspectos: Pluralidade de operadores na produção de energia eléctrica. Possibilidade de comparação entre os dois sistemas coexistentes no âmbito do SEN o SEP e o SEI, onde se inclui o SENV

71 1% A produção de energia eléctrica em Portugal apresenta, contudo, algumas características que conduzem a que não possa ser entendido como um mercado na verdadeira acepção do termo, devido à existência de contratos de longo prazo, que estabelecem condições de venda em regime de exclusividade, da energia produzida pelos produtores vinculados à entidade concessionária da RNT. Refira-se que a presente análise não leva em consideração a existência e o tipo de participações de capital das empresas que constituem o universo empresarial do sector eléctrico nacional. Não é aqui analisada a participação de capital do Grupo EDP em outras empresas de produção de energia eléctrica no âmbito do SEP, ou a participação da própria CPPE nas empresas do SENV. Contudo, uma análise das quotas de participação dos agentes nesta actividade, quer numa perspectiva evolutiva, quer comparativa, permite avaliar a concentração empresarial na produção de energia eléctrica. A análise que aqui é efectuada utiliza os valores das energias produzidas pelas diversas entidades no apuramento das respectivas quotas de mercado. A Figura 3-48 apresenta a evolução das quotas de participação de empresas na actividade de produção de energia eléctrica, mencionando, por impossibilidade de desagregação, os valores conjuntos dos produtores em regime especial, bem como o valor do saldo importador de energia eléctrica. Figura 3-48 Quotas de participação na Produção de Energia Eléctrica Portugal Continental % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % O valor do saldo importador em 1999, que foi negativo em resultado de um volume de exportações superior ao de importações, foi retirado do cálculo das quotas para não afectar negativamente a base de produção. Como se pode observar, a base da produção de energia eléctrica em Portugal Continental vem sendo assegurada pela CPPE (Grupo EDP), Tejo Energia e Turbogás (desde 1999). A entrada em operação da Turbogás permitiu, a partir de 1999, a diminuição da concentração da produção, facto que se reflecte desde logo na diminuição da quota de participação da CPPE, ainda que com ligeiro aumento em 21. Figura 3-49 Indicadores de Concentração Índice de Herfindhal (IH) Quotas 3 maiores 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % Fonte: REN CPPE TEJO ENERGIA TURBOGÁS HDN EDP ENERGIA HIDROCENEL Hidrotejo PRE Saldo Importador A concentração empresarial pode ser avaliada de forma relativamente simples pela análise de alguns indicadores. Neste sentido, apresentam-se dois indicadores de utilização frequente para estes propósitos: os Índices de Herfindhal 27 (IH) e a quota conjunta dos três principais operadores 28. A vantagem da apresentação simultânea destes dois indicadores decorre da possibilidade de comparação dos valores apresentados por cada um deles, designadamente quanto às transferências de quota de participação entre os referidos três principais operadores. A Figura 3-49 apresenta quer os valores de IH, quer os valores da quota conjunta dos três principais operadores, para o período entre 1997 e 21. Como se pode observar, o valor de IH decresce em 1999 e em 2 registando um ligeiro incremento em 21 mas mantendo-se abaixo dos valores de 1997 e de Isto traduz-se numa 27 O Índice de Herfindhal (ou Hirshman-Herfindhal) é obtido pelo somatório do quadrado das quotas n de mercado de todos os operadores multiplicado por 1, ou seja: IH =,em que n s 2 i 1, i = 1,..., n é o número de empresas e s i a quota de mercado da i-ésima 1 empresa. Quanto maior o valor apresentado para o índice, maior a concentração empresarial do mercado que se analisa. 28 Corresponde à soma linear das quotas de mercado dos três principais operadores

72 diminuição da concentração empresarial. Contudo, o valor da quota conjunta dos três principais operadores mantém-se estável, o que leva a concluir que a redução da concentração resultou, no essencial, da recomposição das quotas de participação destes operadores, em especial a redução da quota do principal operador (CPPE). Numa perspectiva de criação de um mercado ibérico de energia eléctrica, importa também comparar os valores dos indicadores atrás referidos para o respectivo mercado conjunto. Figura 3-5 Quotas de participação na Produção de Energia Eléctrica Espanha e Portugal 2 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% Figura 3-51 Indicadores de Concentração Espanha e Portugal - 2 1% 3% 9% 2% 8% 7% 1% % Espanha Portugal Mercado Ibérico 6% Índice de Herfindhal (IH) Quotas 3 maiores 5% 4% 3% 2% 1% A comparação dos indicadores de concentração para Espanha, Portugal e para o conjunto dos dois países permite verificar que o grau de concentração da actividade de produção de energia eléctrica é mais notório em Portugal do que em Espanha, facto que é evidente em ambos os indicadores. Como seria de esperar, a agregação dos dois sistemas num único mercado permite obter um grau de concentração mais reduzido. % Perspectiva ambiental CPPE (PT) HDN (PT) HIDROCENEL (PT) EDP Energia (PT) Tejo Energia (PT) TURBOGÁS (PT) PRE (PT) Endesa (ES) Iberdrola (ES) PRE (ES) UEF (ES) HC (ES) Saldo Importador (1) ELCOGAS (ES) Fonte: REE, REN, CNE, ERSE O valor do saldo importador para o mercado conjunto foi obtido por soma dos valores respectivos dos dois países, o que, desta forma, anula as trocas de energia eléctrica entre os dois países, permitindo obter o saldo importador do sistema ibérico. A Figura 3-5 permite evidenciar que, quando tomado o conjunto dos sistemas de produção de energia eléctrica de Espanha e de Portugal, dois dos três principais operadores singulares são espanhóis (Endesa e Iberdrola), sendo o terceiro português (CPPE). Deve contudo notar-se que, em termos absolutos, o valor da PRE em Espanha é superior ao valor da CPPE, mas, como atrás se referenciou, esta agregação corresponde a uma simplificação e não a uma entidade única. A produção de energia eléctrica é uma actividade com impactes ambientais consideráveis, naturalmente dependentes da fonte de energia utilizada, bem como da tecnologia. É reconhecido que às centrais que utilizam fontes de energia renovável estão normalmente associados impactes ambientais menos significativos. Os principais impactes ambientais relacionam-se com as emissões atmosféricas, térmicas, bem como às centrais com o alagamento de extensas áreas e a regularização dos cursos de água nos aproveitamentos hidroeléctricos de maior dimensão. Em termos de desenvolvimentos mais recentes da política de ambiente com maior influência no sector, destaca-se: Legislação da Prevenção e Controlo Integrados da Poluição (IPPC). O Decreto-Lei n.º 194/2, de 21 de Agosto, transpõe para a ordem jurídica interna a Directiva 96/61/CE. Este novo regime cria a figura da licença ambiental, ou seja, as instalações abrangidas por este diploma só podem operar caso disponham

73 de licença ambiental. Nesta licença são estabelecidas condições à operação e funcionamento da instalação que têm por objectivo a prevenção e o controlo da poluição, nomeadamente valores limite de emissão, medidas de monitorização, etc. Relativamente ao sector eléctrico, a licença ambiental será obrigatória para as instalações de combustão com potência calorífica superior a 5 MW. As instalações existentes deverão possuir a licença ambiental até 3 de Outubro de 27. Nova directiva para grandes instalações de combustão (Directiva 21/8/CE) e nova directiva relativa a tectos nacionais de emissão (Directiva 21/81/CE). A transposição destas directivas para o ordenamento jurídico interno obrigará à definição de novos tectos de emissão para as grandes instalações de combustão incluídas no sector eléctrico, o que obrigará a investimentos, provavelmente significativos, por parte dos centros electroprodutores. Programa Nacional para as Alterações Climáticas. Na sequência da consulta pública, terminada a 15 de Fevereiro de 22, aguarda- -se a versão final deste plano. Numa fase posterior serão atribuídas quotas sectoriais de emissões atmosféricas As emissões do sector eléctrico no total nacional Na Figura 3-52 apresenta-se o contributo dos diferentes sectores para o total nacional de emissões de SO 2, NO x e CO 2. Figura 3-52 Contribuição sectorial para as emissões de SO 2, NO x e CO 2 (1998) 1% Análise da produção eléctrica em Portugal continental Neste capítulo é feita uma análise do desempenho do sector eléctrico em termos de emissões atmosféricas, uma análise do rendimento das centrais, bem como uma breve comparação entre o desempenho das várias centrais, em termos de emissões. Apresenta-se ainda um ponto de situação relativo à certificação, em termos ambientais, das centrais do SEP. Emissões atmosféricas das centrais do SEP As emissões anuais dependem significativamente da utilização dada às centrais termoeléctricas, ou seja, são dependentes do regime hidrológico. Assim, na análise evolutiva das emissões é também apresentado o índice de produtibilidade hidroeléctrica 29 que espelha as condições hidrológicas do ano em causa. Para avaliar a evolução do desempenho ambiental do conjunto das centrais térmicas do SEP, em termos de emissões, é necessário eliminar as variações devidas ao regime hidrológico, pelo que se apresenta também a evolução das emissões específicas, expressas em g/kwh produzido, em centrais térmicas do SEP. A contribuição de cada central para o total de emissões do SEP é igualmente apresentada. As centrais de Alto Mira e Tunes têm tido uma utilização reduzida, funcionando diversas vezes como compensadores síncronos. Assim, as suas emissões não são consideradas nos gráficos apresentados. Nas figuras seguintes faz-se a análise para o SO 2. Figura 3-53 Emissões de SO 2 das centrais do SEP Emissões (t) IPH 8% 25 1,4 1,2 6% 2 1 4% 15,8 2% ,6,4 % SO2 NOx CO2 5,2 Produção electricidade e calor (1A1a) Indústria (1A2) Transportes (1A3) Outros Fonte: DGA, Abril Total IPH,78,82,41,73,9,73 1,3 1,22 1,4,68 1,8 Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA Pode concluir-se que o sector eléctrico é responsável por metade das emissões nacionais de S 2, 19% das de NO x e aproximadamente um terço das emissões de CO O índice de produtibilidade hidroeléctrica (IPH) toma o valor 1 para a média dos regimes hidrológicos

74 Figura 3-54 Emissões específicas de SO 2 das centrais do SEP Figura 3-56 Emissões de NO x das centrais do SEP Emissões específicas (g / kwh) Emissões (t) IPH ,4 1 1,1 1, 6 1,2 8 9,4 8,8 8,2 8,5 8,1 7,9 7, ,8 3,6 6 5,5 5,2 2,4 4 1, Total IPH,78,82,41,73,9,73 1,3 1,22 1,4,68 1, Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA Figura 3-55 Repartição das emissões de SO 2 por central do SEP (2) Figura 3-57 Emissões específicas de NO x das centrais do SEP Sines 38,64% Emissões específicas (g / kwh) 3,5 Setúbal 33,92% T. do Outeiro (CPPE),14% T. do Outeiro (Turbogás),% 3, 2,9 2,9 2,8 2,9 3,2 3, 3,1 3,1 2,8 Pego 16,33% Carregado 7,1% Barreiro 3,87% 2,5 2, 2,1 2,2 1,5 1, Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA,5 Verifica-se que as emissões específicas têm vindo a diminuir, provavelmente pela utilização de combustíveis com menor teor de enxofre. De destacar a diminuição mais acentuada registada em 1999 com a introdução do gás natural. Nas figuras seguintes é feita uma análise semelhante para o NO x., Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA

75 Figura 3-58 Repartição das emissões de NO x por central do SEP (2) Figura 3-6 Emissões específicas de CO 2 das centrais do SEP Sines 48,46% Emissões específicas (g / kwh) Setúbal 16,1% ,7 844,2 874, 869,2 Pego 2,96% Carregado 4,21% Barreiro 2,1% T. do Outeiro (CPPE),4% T. do Outeiro (Turbogás) 8,22% ,9 78,5 763,7 755,4 772,6 716,6 749, Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA 2 1 As emissões específicas de NO x diminuíram devido à entrada em serviço da central da Turbogás, bem como da instalação de queimadores de baixo NO x na central de Sines Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA Nas figuras seguintes faz-se uma análise semelhante para o CO 2. Figura 3-59 Emissões de CO 2 das centrais do SEP Figura 3-61 Repartição das emissões de CO 2 por central do SEP (2) 25 Emissões (kt) IPH 1,4 Setúbal 13,26% Sines 44,91% 1,2 Pego 22,92% ,8 Carregado 4,8% Barreiro 1,67% T. do Outeiro (CPPE),7% T. do Outeiro (Turbogás) 12,38% 1,6,4 5, Total ,17 233, ,186 IPH,78,82,41,73,9,73 1,3 1,22 1,4,68 1,8 Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA É interessante verificar o aumento das emissões específicas após a entrada em funcionamento do Pego e a diminuição verificada após a entrada em serviço dos dois grupos a gás do Carregado e da central da Turbogás (finais de 1998). Nos gráficos seguintes faz-se uma análise semelhante para a emissão de partículas

76 Figura 3-62 Emissões de partículas das centrais do SEP Figura 3-64 Repartição das emissões de partículas por central do SEP (2) Emissões (t) IPH Sines 57,73% 25 1, ,2 1,8 Setúbal 11,48% Pego 23,23% Carregado 3,71% T. do Outeiro (CPPE),14% Barreiro T. do Outeiro (Turbogás) 3,71%,% 1,6,4 5, Total IPH,78,82,41,73,9,73 1,3 1,22 1,4,68 1,8 Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA A clara evolução positiva no que respeita à emissão de partículas deve-se à instalação de sistemas de despoeiramento e, mais recentemente, à utilização do gás natural. 1,,8,6,4,2, Figura 3-63 Emissões específicas de partículas das centrais do SEP Emissões específicas (g / kwh),98,94,86,71,68,43,4,35,25,15, Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás, DGA Comparação entre centrais do SEP A comparação do desempenho das centrais deve ser efectuada em unidades de emissão específicas, eliminando o efeito de quantidade. As emissões de determinada central dependem do tipo de combustível, da tecnologia utilizada e das suas condições de funcionamento 3, podendo instalar-se (conforme o poluente) equipamentos para redução das emissões. Deste modo, da comparação efectuada não se pode concluir sobre o cuidado colocado na operação da central, em termos ambientais, uma vez que muitos dos factores não são controláveis pelos responsáveis pela operação da central. Parte das emissões atmosféricas da central do Barreiro não devem ser associadas à produção de electricidade, uma vez que se trata de uma central de cogeração. Deste modo, e uma vez que não é directamente comparável com as outras centrais do SEP, optou-se por não a considerar nesta análise. Na Figura 3-65 considerou-se o desempenho da pior central, para cada poluente, correspondente a 1%. Deste modo, quanto mais para o interior da figura se situar uma central, melhor o seu desempenho. 3 Por exemplo, o número de arranques tem influência no desempenho ambiental da central

77 Figura 3-65 Comparação do desempenho, em termos de emissões, entre centrais do SEP (2) Figura 3-66 Rendimento das centrais do SEP % SO2 (%) Partículas (%) 1 NOx (%) 25 2 Sines Pego Setúbal Carregado T. do Outeiro (Turbogás) T. do Outeiro (CPPE) ,9 38,6 36, 27, ,6 37,5 32,6 25,8 CO2 (%) Carregado Pego Setúbal Sines T. do Outeiro (Turbogas) T. do Outeiro (CPPE) ,6 37,5 29,4 27, ,7 38,4 38,5 36,9 29,1 2 36,9 38,4 38,2 36,9 54,5 28, 21 36,8 37,7 37,6 37, 54,6 29,7 Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás Fonte: EDP, Turbogás, PEGOP Pode concluir-se que a central da Tapada do Outeiro (Turbogás) apresenta um melhor desempenho para todos os indicadores, facto justificado pela tecnologia utilizada (ciclo combinado), idade da central e combustível. Pelos mesmos motivos a Tapada do Outeiro (CPPE) apresenta o pior desempenho em quase todos os indicadores. Rendimento das centrais do SEP Melhorar o rendimento das centrais do SEP implica uma diminuição nas emissões específicas. Esta medida torna-se particularmente importante para o CO 2, uma vez que ainda não existem no mercado tecnologias de fim de linha economicamente viáveis. Assim, considerou-se interessante efectuar uma análise ao rendimento das diversas centrais do SEP. Tal como no ponto anterior, não se considerou a central do Barreiro. O rendimento depende da tecnologia e da idade da central. Em 1998, o Carregado apresentou um rendimento mais baixo, uma vez que foram efectuadas modificações em dois dos grupos para permitir a queima de gás natural. Certificação ambiental O Quadro 3-1 apresenta um ponto de situação sobre a certificação pela norma ISO 141 e o registo no Sistema Comunitário de Auditoria e Ecogestão (EMAS), indicando as datas em que ocorreu a certificação ou o registo. Na Figura 3-66 apresenta-se a evolução anual do rendimento de diversas centrais

78 Quadro 3-1 Ponto de situação relativo à certificação pela norma ISO 141 e registo no EMAS ISO 141 EMAS Barreiro 2 Carregado 2 Pego Setúbal 1999 Sines 21 Tapada do Outeiro (Turbogás) 2 Tapada do Outeiro (CPPE) Fonte: EDP, Tejo Energia, Turbogás Nota: O SGA da Central de Sines inclui no seu âmbito a gestão do aterro de cinzas de carvão e de cinzas de fuelóleo Comparação europeia Neste ponto faz-se uma análise dos índices de emissões específicas para diversos países europeus. A comparação deve ser feita com prudência, uma vez que a afectação de emissões ao sector eléctrico varia de país para país, bem como a própria contabilização da energia eléctrica consumida. Apresenta-se o índice emissões/kwh consumido, ou seja, a emissão específica, assinalado nos gráficos como total. Considerou-se o kwh consumido, e não o produzido, porque se pretende comparar o desempenho global do sector e não somente do conjunto das centrais. No entanto, para países cujo saldo importador de electricidade seja elevado este índice surgirá subvalorizado. Considerou-se também o índice emissões/kwh consumido de origem fóssil, assinalado no gráfico como produção fóssil, de modo a isolar o efeito da produção não fóssil. Figura 3-67 Emissões específicas de SO 2 em diversos países europeus g / kwh 3 2,5 2 1,5 1, Figura 3-68 Emissões específicas de NO x em diversos países europeus (em 1999) g / kwh Fonte: Eurelectric, 21 Nota: Informação DK corresponde a 1996; não existe informação disponível para GR; LU não foi considerado na análise porque tem um saldo importador muito significativo. Figura 3-69 Emissões específicas de CO 2 em diversos países europeus g / kwh AT BE DE DK ES FI FR GR IE IT LU NL NO PT SE UK NOx - C. Total NOx - C. Fóssil NOx - Média C. Total NOx - Média C. Fóssil 1 8 AT BE DE DK ES FI FR GR IE IT LU NL NO PT SE UK 6 4 CO 2 - C. Total CO 2 - C. Fóssil CO 2 - Média C. Total CO 2 - Média C. Fóssil Fonte: Eurelectric, 21 Nota: Informação DK corresponde a 1996; não existe informação disponível para GR; LU não foi considerado na análise porque tem um saldo importador muito significativo. 2 AT BE DE DK ES FI FR GR IE IT LU NL NO PT SE UK SO 2 - C. Total SO 2 - C. Fóssil SO 2 - Média C. Total SO 2 - Média C. Fóssil Fonte: Eurelectric, 21 Nota: Informação DK corresponde a 1996; não existe informação disponível para GR; LU não foi considerado na análise porque tem um saldo importador muito significativo. Da análise dos gráficos anteriormente apresentados, destacam-se os seguintes pontos: Portugal encontra-se acima da média, para todos os índices. Espanha apresenta indicadores desfavoráveis no que respeita a SO 2, provavelmente devido à utilização do carvão nacional. A Noruega apresenta emissões nulas pelo facto de toda a produção ser de origem hidroeléctrica

79 3.1.6 Perspectiva da Qualidade de Serviço Indicadores de Qualidade de Serviço A avaliação da qualidade de serviço na produção de energia eléctrica é normalmente efectuada através de um conjunto de indicadores da UNIPEDE. Os indicadores de qualidade de serviço são utilizados para obter informação quantitativa do desempenho das centrais relativamente à sua disponibilidade e fiabilidade. O registo e análise dos mesmos constitui um instrumento valioso para a caracterização e melhoria do desempenho das centrais eléctricas, individualmente ou como elementos integrantes de um sistema de produção. Os indicadores de qualidade permitem, igualmente, uma análise relativa do desempenho de cada uma das centrais e do sistema no qual estão integradas desempenho destes dois sistemas, que se faz sentir com maior evidência no sistema Cávado-Lima. Em 21, os resultados do sistema Tejo-Mondego foram afectados pelo fraco desempenho da central de Pracana, cujos valores de Disponibilidade e Indisponibilidade Não Planeada foram, respectivamente, de 58,76% e 39,28%, relativamente a cada indicador, o desempenho dos sistemas hidroeléctricos situou-se abaixo da mediana. Figura 3-7 Evolução da Disponibilidade por sistema hídrico da CPPE % Centrais hidroeléctricas Os indicadores UNIPEDE normalmente utilizados para caracterizar o desempenho das centrais hidroeléctricas em matéria de qualidade de serviço são: Disponibilidade: razão entre a capacidade disponível da central durante um ano (energia que poderia ter sido produzida pela capacidade disponível durante o ano) e a máxima energia eléctrica produtível pela central no mesmo ano, expressa em valor percentual. Indisponibilidade Não Planeada: razão entre as perdas não planeadas de capacidade da central durante um ano e a máxima energia eléctrica produtível pela central no mesmo ano, expressa em valor percentual. Número de Disparos por 7 Horas: número de saídas não planeadas de paralelo com a rede de um grupo, com origem interna, durante um ano, referido a 7 horas de funcionamento. Taxa de Sucesso nas Mudanças de Estado: razão entre o número de mudanças de estado dos grupos (alteração do modo de funcionamento dos grupos como geradores, compensadores síncronos ou em bombagem) executadas com sucesso e o número de mudanças de estado requeridas, expressa em percentagem. Nas figuras que se seguem apresentam-se os valores desses indicadores registados para cada sistema hidroeléctrico da CPPE (Sistema Cávado-Lima, Douro e Tejo-Mondego) e os valores da mediana 31 e do melhor quartil 32 dos homólogos da UNIPEDE. Conforme se pode verificar nos dois gráficos seguintes, os sistemas Cávado-Lima e Douro apresentam uma evolução semelhante dos indicadores Disponibilidade e Indisponibilidade Não Planeada desde Em 1999 verifica-se um agravamento do Cávado-Lima Douro Tejo-Mondego Mediana-UNIPEDE Melhor Quartil-UNIPEDE Fonte: CPPE, EDP - Relatório Técnico 93, UNIPEDE 1995 Figura 3-71 Evolução da Indisponibilidade Não Planeada por sistema hídrico da CPPE % 31 Mediana: valor que estabelece o limite de enquadramento dos grupos entre os 5% com melhor desempenho e os restantes 5% com pior desempenho. 32 Melhor quartil: valor que estabelece o limite de enquadramento dos grupos entre os 25% com melhor desempenho Cávado-Lima Douro Tejo-Mondego Mediana-UNIPEDE Melhor Quartil-UNIPEDE Fonte: CPPE, EDP - Relatório Técnico 93, UNIPEDE

80 De seguida é apresentada a evolução dos indicadores Número de Disparos por 7 Horas e Taxa de Sucesso nas Mudanças de Estado. O indicador Número de Disparos por 7 Horas apresenta uma evolução irregular durante os seis anos em análise. Em 21, verifica-se uma melhoria acentuada do indicador no sistema Cávado-Lima, que permite que o desempenho deste sistema se situe entre os valores de mediana e melhor quartil UNIPEDE, tal como verificado para os restantes sistemas hídricos nos últimos três anos. Figura 3-72 Evolução do Número de Disparos por 7 Horas por sistema hídrico da CPPE Figura 3-73 Evolução da Taxa de Sucesso nas Mudanças de Estado por sistema hídrico % % Cávado-Lima Douro Tejo-Mondego Mediana-UNIPEDE Melhor Quartil-UNIPEDE Fonte: CPPE, UNIPEDE Cávado-Lima Douro Tejo-Mondego Mediana-UNIPEDE Melhor Quartil-UNIPEDE Fonte: CPPE, UNIPEDE 1995 De igual modo ao verificado para os dois primeiros indicadores analisados, os sistemas Cávado-Lima e Douro apresentam uma evolução semelhante no que se refere ao indicador Taxa de Sucesso nas Mudanças de Estado. No sistema Tejo-Mondego é notória a melhoria de desempenho verificada em Centrais termoeléctricas O desempenho das centrais térmicas é avaliado através do cálculo dos quatro indicadores que se seguem: Disponibilidade. Indisponibilidade Não Planeada. Número de Disparos por 7 Horas. Taxa de Sucesso de Arranques: razão entre o número de arranques bem sucedidos e o número total de arranques ordenados à central térmica durante um ano, expressa em valores percentuais. A definição dos três primeiros indicadores anteriormente mencionados, coincide com a já apresentada para as centrais hidroeléctricas. O valor de referência da UNIPEDE (UNIPEDE 1998) para estes indicadores depende do tipo de tecnologia e combustível utilizado pelas centrais. A análise dos indicadores de qualidade de serviço incidiu nas centrais de Setúbal, Sines e Pego dado que: O conjunto das três centrais representa actualmente aproximadamente 57% da potência instalada do parque termoeléctrico do Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP). As centrais mantiveram constantes as suas características de funcionamento, nomeadamente o tipo de combustível utilizado, durante os anos em análise

81 Nos dois quadros que se seguem apresenta-se: A caracterização das três centrais de acordo com a informação necessária para a comparação dos valores dos indicadores de qualidade de serviço publicados pela UNIPEDE (Quadro 3-2). A agregação das centrais por indicador de acordo com os conjuntos de centrais analisadas estatisticamente no documento UNIPEDE (Quadro 3-3). Quadro 3-2 Características das centrais térmicas de Setúbal, de Sines e do Pego Central Tecnologia Combustível Potência Instalada (MW) Setúbal Turbina a vapor Fuelóleo (líquido) 1, Sines Turbina a vapor Carvão 1256,2 Pego Turbina a vapor Carvão 615, Figura 3-74 Evolução da Disponibilidade da central de Setúbal % Quadro 3-3 Classificação das centrais de Setúbal, de Sines e do Pego de acordo com a UNIPEDE Indicador UNIPEDE Características do grupo - UNIPEDE Central Tecnologia Combustível Disponibilidade Turbina a vapor Líquido Setúbal Carvão Sines Pego Indisponibilidade Não Planeada Turbina a vapor Líquido Setúbal Carvão Sines Pego Número de Disparos por 7 Horas Turbina a vapor Todos Setúbal Sines Pego Taxa de Sucesso de Arranques Turbina a vapor Todos Setúbal Sines Pego A análise do desempenho das centrais e respectiva comparação com os valores UNIPEDE é realizada com base em seis gráficos correspondendo a cada um dos indicadores: Disponibilidade (Figura 3-74 e Figura 3-76). Indisponibilidade Não Planeada (Figura 3-75 e Figura 3-77). Número de Disparos por 7 Horas (Figura 3-78). Taxa de Sucesso de Arranques (Figura 3-79). Para a central do Pego não são apresentados valores referentes ao ano de 21 por estes ainda não estarem disponíveis aquando da publicação deste documento. Na Figura 3-74 apresentam-se os valores do indicador Disponibilidade registados para a central de Setúbal Setúbal Melhor Quartil-UNIPEDE Mediana-UNIPEDE Fonte: CPPE, UNIPEDE ( ) Durante o período em análise (199-21), a central de Setúbal apresentou valores de Disponibilidade elevados; os valores de Disponibilidade situam-se acima da mediana UNIPEDE nos últimos sete anos e acima do melhor quartil UNIPEDE em 1997, 1998, 2 e 21. Relativamente à Indisponibilidade Não Planeada desta central (Figura 3-75) verifica-se que o seu desempenho não tem sido tão positivo, registando valores sistematicamente menos favoráveis do que o melhor quartil. Figura 3-75 Evolução da Indisponibilidade Não Planeada da central de Setúbal % Setúbal Melhor Quartil-UNIPEDE Mediana-UNIPEDE Fonte: CPPE, UNIPEDE ( )

82 Na Figura 3-76 e na Figura 3-77, que se seguem, verifica-se que: A central do Pego tem registado valores de Disponibilidade e Indisponibilidade Não Planeada mais favoráveis que os valores de melhor quartil UNIPEDE. A evolução dos valores dos indicadores da central de Sines tem sido irregular, verificando-se nestes últimos anos uma degradação do seu desempenho. Figura 3-76 Evolução da Disponibilidade das centrais de Sines e do Pego % A Figura 3-78 e a Figura 3-79 apresentam a evolução comparativa do valor do Número de Disparos por 7 Horas e do valor da Taxa de Sucesso de Arranque das centrais de Setúbal, de Sines e do Pego. Em relação à central do Pego, importa referir que o Grupo 2 entrou em funcionamento em regime industrial a 1 de Novembro de De acordo com o estabelecido pela UNIPEDE, o primeiro ano no qual é incluído um grupo no tratamento estatístico do desempenho das centrais corresponde ao início do ano seguinte à data do seu comissionamento. Por este motivo, os valores dos indicadores Número de Disparos por 7 Horas e Taxa de Sucesso de Arranque da central do Pego em 1994 e 1995 correspondem aos valores registados apenas para o Grupo 1 da central. Figura 3-78 Evolução do Número de Disparos por 7 Horas das centrais de Setúbal, Sines e Pego % Sines Pego Melhor Quartil-UNIPEDE Mediana-UNIPEDE Fonte: CPPE, Tejo Energia, UNIPEDE ( ) 6 4 Figura 3-77 Evolução da Indisponibilidade Não Planeada das centrais de Sines e do Pego % 6, Setúbal Sines Pego Melhor Quartil-UNIPEDE Mediana-UNIPEDE 5, Fonte: CPPE, Tejo Energia, UNIPEDE ( ) 4, 3, 2, 1,, Sines Pego Melhor Quartil-UNIPEDE Mediana-UNIPEDE Fonte: CPPE, Tejo Energia, UNIPEDE ( )

83 Figura 3-79 Evolução da Taxa de Sucesso de Arranques das centrais de Setúbal, de Sines e do Pego Figura 3-8 Evolução da Disponibilidade das centrais da CPPE % % 1, ,5 95, 92,5 9, 87,5 85, 82,5 8, 77,5 75, Parque Hídrico Parque Térmico Setúbal Sines Pego Melhor Quartil-UNIPEDE Mediana-UNIPEDE Fonte: CPPE, Tejo Energia, UNIPEDE ( ) Fonte: CPPE, Tejo Energia, UNIPEDE ( ) Relativamente a estes dois últimos indicadores, regista-se o facto de as centrais de Setúbal e Sines apresentarem, em vários anos, valores mais desfavoráveis do que a mediana UNIPEDE do indicador Número de Disparos por 7 Horas e do valor da mediana UNIPEDE do indicador Taxa de Sucesso de Arranques. Regista-se, no entanto, o facto da central de Setúbal apresentar nos dois últimos anos valores mais favoráveis que os valores da mediana UNIPEDE. Da análise gráfica verifica-se que ambos os parques apresentam uma evolução positiva. De uma forma geral, os valores de Disponibilidade do parque hídrico são superiores aos valores do parque térmico. A central de Sines em relação ao indicador Taxa de Sucesso de Arranques (com excepção do ano de 1995) apresenta pior desempenho que a central de Setúbal. Em relação à central do Pego verifica-se que, nos anos de 1998 e 1999, o seu desempenho, com base na avaliação do indicador Número de Disparos por 7 Horas, é mais favorável do que o valor da mediana UNIPEDE e que o seu desempenho com base no indicador Taxa de Sucesso de Arranques equivale ao valor do melhor quartil UNIPEDE. No ano de 2 verificou-se uma evolução desfavorável de todos os indicadores da central do Pego. Esta degradação é claramente evidente no que se refere ao indicador Taxa de Sucesso de Arranques cujo valor se situa abaixo do valor da mediana da UNIPEDE, contrariando a favorável evolução dos últimos quatro anos. Na Figura 3-8 pode observar-se a evolução do valor global da disponibilidade do parque hídrico e térmico das centrais da CPPE, no período que vai de 1988 a

84 3.2 Transporte Perspectiva energética: energia e potência A Rede Nacional de Transporte (RNT), cuja concessão foi atribuída à REN, assegura o escoamento da energia eléctrica dos centros electroprodutores para as redes de distribuição. A evolução da rede de transporte, tanto em extensão como em capacidade de transporte, é determinada, por um lado, pela necessidade de satisfação dos consumos crescentes, que motivam a ligação de novos centros electroprodutores e novas subestações de entrega à distribuição, e, por outro lado, pela crescente necessidade de ligação descentralizada de novos produtores em regime especial. Esta rede está interligada com a rede espanhola e faz parte da rede da UCTE. A expansão da rede de transporte é condicionada por questões ambientais e de ordenamento do território, pelo que, numa tentativa de redução de impactes ambientais, tem sido privilegiada a remodelação, reconstrução ou reforço de instalações existentes. Em particular, a reutilização de corredores de linhas em fim de vida útil continua a constituir uma orientação de referência nas soluções adoptadas Principais fluxos físicos e financeiros da entidade concessionária da RNT em 2 A figura que se segue apresenta os principais fluxos físicos e financeiros relacionados com o transporte de energia eléctrica, em 2. Figura 3-81 Principais fluxos físicos e financeiros do transporte de energia eléctrica em 2 Produtores Vinculados Produção em Saldo importador (CPPE+Tejo Energia+Turbogás) regime especial SEP SENV 34,5 TWh 2,5 TWh,6 TWh,3 TWh De acordo com a Figura 3-81, verifica-se que no ano 2 o conjunto das centrais vinculadas, nas quais se engloba a CPPE (grupo EDP), a Tejo Energia (Central do Pego) e a Turbogás (Central da Tapada do Outeiro), venderam à entidade concessionária da RNT energia eléctrica no valor de 1671 milhões de euros. As vendas de energia eléctrica da entidade concessionária da RNT à empresa de distribuição representaram 1841,8 milhões de euros. Apresenta-se ainda o valor das perdas ocorridas na rede de transporte durante o ano 2 cerca de 1,7% da energia que entrou na rede de transporte. A REN facturou a clientes não vinculados cerca de 2 milhões de euros relativos ao uso global do sistema e ao transporte de energia eléctrica Equipamento da rede de transporte A rede de transporte é constituída quase exclusivamente por linhas aéreas, nos níveis de tensão de 4 kv, 22 kv e 15 kv, existindo ainda uma linha com 9 km explorada a 13 KV entre Lindoso e Conchas. A rede de transporte engloba também um cabo subterrâneo, a 22 kv, entre Carriche e Sete Rios, bem como alguns troços subterrâneos de comprimento inferior a 2 km, nas linhas a 22 kv, Carregado-Sacavém e Fanhões-Sacavém, e ainda nas linhas a 15 kv, Sacavém-Porto Alto e Zêzere-Sacavém. Figura 3-82 Evolução das linhas de MAT km 3 1% 25 8% 2 6% 1671 x 1 6 euros 131 x 1 6 euros 9,4 x 1 6 euros 15 Perdas,6 TWh 1,7% (a) SEP SENV,2 TWh 1 4% UGS,9 x 1 6 euros URT 1, x 1 6 euros 5 2% EDP distribuição 36,4 TWh SENV,2 TWh % 15 kv (%) 22 kv (%) 4 kv (%) (a) Perdas / Energia entrada Fonte: REN, DGE 15 kv (km) 22 kv (km) 4 kv (km) A partir de 1994, inclusivé, as linhas de 15 kv incluem 9 km a 13 kv Fonte: REN

85 No período de 198 a 2 a rede de transporte verificou um acréscimo de quase 5% na extensão das linhas em MAT, explicado pelo desenvolvimento das linhas a 4 kv, em que o comprimento total quintuplicou, e das linhas a 22 kv e 15 kv, em que se verificaram também aumentos significativos, de 18% e 33%, respectivamente. A utilização do nível de tensão de 4 kv iniciou-se em 1979, contemporaneamente com a entrada em exploração do primeiro grupo de central de Setúbal. A grande evolução deste nível de tensão só aconteceu, no entanto, no período de 1985 a 199, a que não foram alheios o início da exploração da central de Sines e ainda o estabelecimento de um eixo de transporte Norte-Sul a 4 kv. No que diz respeito ao peso relativo de cada nível de tensão, verifica-se que a percentagem de linhas de 4 kv, em relação ao total, tem vindo a aumentar, passando de 6%, em 198, para 21%, em 2. Já o peso relativo das linhas de 22 kv e 15 kv diminuiu, passando de 5% e 44%, em 198, para 4% e 39%, em 2, respectivamente. Importa referir que este aumento da extensão total das linhas da rede de transporte tem sido acompanhado pelo aumento do número de subestações. Figura 3-83 Evolução das subestações da RNT GVA, GW N.º O aumento mais acentuado da potência instalada, comparativamente com o aumento do número de subestações ou com o número de transformadores e autotransformadores, deve-se à introdução do nível de tensão de 4 kv bem como ao aumento da capacidade de transformação nas subestações. A capacidade de autotransformação aumentou mais de 2% nas últimas duas décadas atingindo em 2 os 6,3 GVA. Tal facto deveu-se quase exclusivamente ao aparecimento da autotransformação nos 4/15 kv e nos 4/22 kv em consequência da entrada em serviço das linhas de 4 kv. Assim, registou-se um aumento da potência instalada em autotransformação nos níveis 4/15 kv (Palmela, Riba d Ave e Sines) e nos 4/22 kv (Fanhões, Recarei e Rio Maior). A capacidade de autotransformação de 22/15 kv (Fanhões, Pereiros, Régua e Vermoim) registou um aumento pouco significativo. De referir, por último, que a capacidade de autotransformação de 15/13 kv existente na subestação de Ruivães desde 1982 se manteve. O crescimento da capacidade de transformação atingiu em 2 os 1,6 GVA. Este crescimento verificou-se quase em exclusivo nos 15/6 kv e nos 22/6 kv, apresentando aumentos de cerca de 1,9 e 2,6 vezes, respectivamente. Em 1989 e 1993 surge a transformação 4/6 kv nas subestações de Riba d Ave e Fanhões respectivamente, facto ainda relacionado com o aumento da rede de 4 kv. Note-se por fim que a transformação 15/3 kv apenas existe na subestação de Sacavém, desde a década de 5. Na Figura 3-84 apresenta-se a distribuição anual da potência instalada em transformadores e autotransformadores, para os últimos 2 anos, desagregada por nível de tensão. Figura 3-84 Peso relativo da potência total instalada em transformadores e autotransformadores na RNT, desagregada por nível de tensão 6 1% % % Pot. em autotransf. (GVA) Pot. em transf. (GVA) Nº de subestações Nº de transf/autotransf Ponta (GW) 4% Fonte: REN A potência instalada, quer em autotransformadores quer em transformadores, registou no período um aumento significativo (cerca de 3,4 e 2,3 vezes, respectivamente) atingindo, no seu total, aproximadamente 17 GVA em 2. O número de subestações da RNT passou de 23 em 198 para 44 em 2. Também o número de transformadores e autotransformadores passou de 67 em 198 para 125 em 2. 2% % Transf. 4/6kV Transf. 22/6kV Transf. 15/6kV Transf. 15/3kV Autotransf. 4/22kV Autotransf. 4/15kV Autotransf. 22/15kV Autotransf. 15/13kV Fonte: REN

86 11, Apresenta-se também a evolução da potência instalada em transformadores e autotransformadores, entre 198 e 2, desagregada por nível de tensão. Figura 3-85 Evolução da potência total instalada nos transformadores da RNT, desagregada por nível de tensão GVA Trânsito de potência activa em dias característicos Os trânsitos de potências na RNT foram analisados considerando a existência de 11 zonas que se apresentam no anexo V. Os trânsitos de potência activa na RNT em dias característicos de regime seco (11 de Julho de 21) e de regime húmido (17 de Janeiro de 21), em MW, apresentam-se nas figuras das páginas seguintes. 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Transf. 4/6kV Transf. 22/6kV Transf. 15/6kV Transf. 15/3kV Fonte: REN Figura 3-86 Evolução da potência total instalada nos autotransformadores da RNT, desagregada por nível de tensão GVA 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Fonte: REN

87 Figura 3-87 Trânsitos de potência activa no dia característico de regime seco 11 de Julho de 21 Figura 3-88 Trânsitos de potência activa no dia característico de regime húmido 17 de Janeiro de 21 Cartelle Cartelle CÁVADO CÁVADO GRANDE PORTO DOURO NACIONAL DOURO INTERNACIONAL Aldeadávila 7 Saucelle GRANDE PORTO DOURO NACIONAL DOURO INTERNACIONAL Aldeadávila Saucelle CENTRO 65 CENTRO ZÊZERE CASTELO 651 BRANCO ZÊZERE CASTELO BRANCO ESTREMADURA Cedillo ESTREMADURA Cedillo SUL TEJO SUL TEJO ALENTEJO ALENTEJO ALGARVE ALGARVE Fonte: REN Energia produzida: Potência Ponta: Potência Vazio: 112, GWh 5681 MW 3315 MW Fonte: REN Energia produzida: Potência Ponta: Potência Vazio: 117,2 GWh 6198 MW 336 MW

88 O consumo na Estremadura e na zona Sul representa cerca de 5% do consumo total, quer no dia característico de regime húmido quer no de regime seco. Por outro lado, a produção na Estremadura e na zona Sul representa cerca de 24% da produção total, no dia característico de regime húmido, enquanto que, no dia característico de regime seco, representa 5%. Assim, devido ao carácter essencialmente hídrico da produção no norte do país e térmico no sul, verifica-se, no dia característico de regime húmido, um trânsito de potência activa na RNT do norte para o sul, enquanto que, no dia característico de regime seco, o referido trânsito tem sentido contrário, ou seja do sul para o norte. Concretizando, no dia característico de Inverno, o trânsito de potência activa é de 1 62 MW de norte para sul e, no dia característico de Verão, é de 221 MW de sul para norte Análise de perdas na RNT Na Figura 3-89 apresenta-se a evolução das perdas na rede de transporte em unidades de energia e em percentagem da energia emitida para a rede. Figura 3-89 Evolução das perdas na RNT TWh 1,9,8,7,6,5,4,3,2, % da emissão para a rede 4,5 4, 3,5 3, 2,5 2, Apesar de, em valor absoluto, as perdas terem aumentado, verificou-se um decréscimo das perdas em percentagem da energia emitida para a rede, situando-se este valor em 2 em 1,7%. As diminuições mais significativas das perdas na rede de transporte registaram-se em 1979 e em 1995, datas que coincidiram com a entrada em serviço das linhas de 4 kv. Rio Maior-Cedillo e Alto Lindoso-Cartelle, respectivamente, levando à optimização dos trânsitos de circulação de energia eléctrica entre Portugal e Espanha Perspectiva económico-financeira A análise neste capítulo refere-se aos dados da REN que, para além da actividade de Transporte de Energia Eléctrica (TEE), desenvolve também, tal como referido em , as actividades de Aquisição de Energia Eléctrica (AEE) e de Gestão Global do Sistema (GGS). Os indicadores económico-financeiros que a seguir se apresentam utilizam diversas séries de valores consoante a informação disponível: a série REN que se inicia em 1994, respeita ao desempenho da REN na sua globalidade, enquanto que as restantes se iniciam em 1998, data a partir da qual, de acordo com o Regulamento Tarifário, a REN ficou obrigada à separação contabilística das actividades reguladas acima mencionadas que exerce no sector eléctrico (AEE, GGS e TEE). Decorrente desta separação, apresenta-se ainda a série REN Regulada, referente à globalidade das actividades reguladas, representativa dos valores aceites pela ERSE. A divergência de valores entre as séries REN e REN-Regulada resulta, por um lado, das actividades da REN fora do sector eléctrico e, por outro lado, de diferenças na valorização dos desvios aos proveitos permitidos por actividade e do desfasamento na sua contabilização. Relativamente às taxas de rendibilidade dos capitais próprios 33, a sua evolução encontra-se representada na Figura 3-9. A taxa de rendibilidade dos capitais próprios da REN registou uma evolução positiva à excepção de 1999, resultante do decréscimo das tarifas de energia eléctrica verificado nesse ano. O aumento verificado em 1998 resulta do facto dos resultados líquidos terem quase duplicado, não só como consequência de um aumento dos resultados operacionais em cerca de 75% como também de uma redução dos custos financeiros para metade. O aumento dos resultados operacionais resultou de um aumento da margem bruta das vendas 34 em cerca de 28%, conjugado com uma redução dos outros custos de exploração em cerca de 4%. 1,5 1,,5, Rendibilidade dos capitais próprios = resultados líquidos/capitais próprios x 1 Fonte: REN 34 Margem bruta das vendas = vendas de energia eléctrica custos de aquisição de energia eléctrica

89 A evolução positiva da taxa de rendibilidade dos capitais próprios em 2 resultou de uma redução de cerca de 4% dos capitais próprios da empresa, resultante da distribuição de dividendos extraordinários através de uma redução das reservas livres como consequência da separação da REN do Grupo EDP. Figura 3-9 Rendibilidade dos capitais próprios da REN 35% 3% 25% 2% Figura 3-91 Indicadores financeiros da REN SOLVABILIDAE 12% 15% 1% 1% 5% % 8% % 14 anos PERÍODO DE RECUPERAÇÃO DA DÍVIDA 12 4% 1 8 2% 6 4 % REN REN-Regulada AEE GGS TEE Fonte: REN, ERSE 4, CAPACIDADE DE AUTOFINANCIAMENTO 3,5 A situação económico-financeira da REN pode ser analisada através da Figura 3-91, onde se apresentam os indicadores de solvabilidade (capital próprio/capital alheio), do período de recuperação da dívida (capital financeiro/cash-flow) e da capacidade de autofinanciamento (cash-flow/investimentos a custos técnicos). Os capitais próprios superam os capitais alheios e o período de recuperação da dívida tem vindo a reduzir-se substancialmente desde o início do período. 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, Contudo, em 2, a situação alterou-se devido, por um lado, à compra pelo Estado Português de 7% da REN à EDP, o que implicou, como já referido, o pagamento de um dividendo extraordinário por contrapartida das reservas livres da REN e a liquidação da dívida financeira da REN à EDP e, por outro lado, pelo aumento do custo dos combustíveis que, de acordo com o Regulamento Tarifário à data em vigor 35, só foi repercutido nas tarifas de 22. REN REN-Regulada AEE GGS TEE Fonte: REN A evolução da Capacidade de Autofinanciamento da REN reflecte a evolução em sentido contrário das duas grandezas que compõem este indicador: por um lado, o acréscimo do cash-flow (cerca de 9% ao ano entre 1994 e 2) e, por outro, a quebra de investimentos na REN em cerca de 4% ao ano. 35 O actual Regulamento Tarifário permite ajustamentos de combustíveis trimestrais, com diferimento de um semestre. Este facto é bem patente na Figura 3-92 onde se pode observar a evolução dos investimentos a custos técnicos 36 da REN entre 1994 e Valor dos investimentos não considerando os encargos financeiros durante a fase de construção

90 7 Figura 3-92 Investimentos a custos técnicos da REN (preços correntes) 1 6 euros Perspectiva tarifária Nível de proveitos e evolução do preço médio a) Proveitos permitidos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica ,3 58, 62,3 54, 41,2 51,8 45,6 Os proveitos permitidos na actividade de Transporte de Energia Eléctrica são proporcionados pelas tarifas de Uso da Rede de Transporte. Devem proporcionar uma remuneração dos activos, por aplicação de uma taxa de rendibilidade aos activos afectos ao transporte líquidos de amortizações e comparticipações e devem apenas 3 cobrir: As amortizações dos activos afectos à actividade de Transporte de Energia Eléc- 2 trica. 1 1% REN TEE GGS AEE Fonte: REN A Figura 3-93 apresenta a estrutura do Balanço da REN e permite verificar uma situação patrimonial bastante confortável, com os capitais permanentes (capital próprio + passivo médio e longo prazo) a cobrirem o activo fixo (imobilizado líquido) na sua quase totalidade (94% em 2). Figura 3-93 Estrutura do balanço da REN Outros custos do exercício líquidos de proveitos facturados pela entidade concessionária da RNT no âmbito da actividade de Transporte de Energia Eléctrica e que não resultem da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte. A Figura 3-94 permite analisar a evolução das várias componentes que definem o nível de proveitos permitidos da actividade de Transporte de Energia Eléctrica. Os valores apresentados para os anos de 1997 a 2 são os que resultam da decomposição dos custos reais desta actividade pelas várias parcelas. Os anos de 1999 e 2 incluem os desvios (excluem encargos financeiros) apurados em 21 e 22 que resultam da diferença entre o valor facturado nesta actividade e os proveitos permitidos recalculados com base em valores reais. Os valores apresentados para os anos de 21 e 22 correspondem aos valores aceites pela ERSE para efeitos de determinação do volume de proveitos permitidos nesta actividade para os anos respectivos. O ano de 22 foi calculado com base no novo Regulamento Tarifário. 8% 6% 4% 2% % Imobilizado Líquido Activo Circulante Acréscimos e Diferimentos Capital Próprio Passivo m.l.p* Passivo c.p. *inclui provisões para outros riscos e encargos e subsídios ao investimento Fonte: REN

91 Figura 3-94 Decomposição do nível dos proveitos permitidos da actividade de Transporte de Energia Eléctrica (preços correntes) 1 6 euros Figura 3-95 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) , 137,9 132,7 129,7 118,4 13, , -6,3% -11,% ,7 83,3-8,2% 76,5 6 7 Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas Figura 3-96 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) Real 1998-Real 1999-Real 2-Real 21-Tarifas 22-Tarifas Remuneração dos Activos 68,9 73,1 56,1 55,3 57,6 63, Ajustamento (1) -11,2-5, Desvio 1,8 5,1 115 Outros Custos 3,1 25,9 26,1 29,1 28,6 28,3 Amortizações 38, 39, 39,8 4,2 43,2 45, Fonte: REN, ERSE b) Evolução do preço médio A evolução dos preços médios da tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT durante o período de 1999 a 22, em termos nominais e reais, é apresentada na Figura 3-95 e na Figura 3-96, respectivamente ,3% 1, -13,9% 9,7-1,8% 78,1 69,7 Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 Estes preços médios são referidos aos fornecimentos e entregas de energia eléctrica aos clientes do SEP e do SENV em MAT. O preço médio da tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT registou uma descida nominal de 16,7%, o que representa uma descida em termos reais de 21,9%, durante o primeiro período de regulação ( ). Em 22, o preço médio da tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT desceu 8,2% em termos nominais. A evolução dos preços médios da tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT durante o período de 1999 a 22, em termos nominais e reais, é apresentada na Figura 3-97 e na Figura 3-98, respectivamente. Estes preços médios são referidos aos fornecimentos e entregas de energia eléctrica aos clientes do SEP e do SENV nos níveis de tensão de AT, MT e BT. O preço médio da tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT sofreu uma descida nominal de 18,8%, o que representa uma descida em termos reais de 23,9%, durante o primeiro período de regulação ( ). Em 22, o preço médio da tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT subiu 4,5% em termos nominais

92 Figura 3-97 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) Quadro 3-4 Indicadores de desempenho ambiental Indicador Ano Desempenho km cabos subterrâneos/km linhas total (%) 21,24 Perdas (%) 21 1,7 Solo com restrições de uso devido a linhas (ha) N.º incidentes/n.º ninhos 21,5 Fonte: REN, Antunes et al, ,% , 93, -12,7% 81,2 4,5% 84,8 Embora as perdas não tenham um impacte ambiental directo, obrigam a uma produção superior e a um aumento dos impactes na produção, nomeadamente ao nível das emissões atmosféricas, razão pela qual se optou pela sua consideração Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 Figura 3-98 Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) Um dos principais impactes ambientais relaciona-se com a avifauna. A REN tem feito esforços no sentido de minimizar estes impactes, nomeadamente instalando dispositivos dissuasores, plataformas para nidificação e efectuando transferência de ninhos, com a devida autorização do Instituto de Conservação da Natureza (ICN). A cegonha branca é a espécie que tem motivado maior número de intervenções. Na Figura 3-99 encontra-se a evolução do número de ninhos recenseados na RNT, com a indicação da respectiva localização. É de destacar o aumento do número de ninhos instalados nas plataformas destinadas ao efeito. Em Julho de 21, a REN tinha instaladas 969 plataformas, estando ocupadas 472, ou seja, cerca de 5%. Figura 3-99 Localização de ninhos na RNT ,% 1% 95 1, , -15,5% 1,5% 8% ,1 77,2 6% 7 Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 4% Perspectiva ambiental Os principais impactes ambientais associados ao transporte de energia eléctrica relacionam-se com o uso do solo, a paisagem, a avifauna e a exposição aos campos electromagnéticos. Não sendo fácil obter indicadores de desempenho ambiental para esta actividade, referem-se os seguintes: 2% % Fonte: REN Jul Jul Jul. 2 Jul. 21 Outros Zonas de passagem Sobre cadeia isoladores Plataformas

93 O número de incidentes na RNT atribuíveis à presença da cegonha branca tem vindo a diminuir. O indicador «n.º incidentes/n.º ninhos» apresentava o valor,5 em 21, inferior a 5% do valor verificado em 1998 (,11). Relativamente ao desempenho ambiental da REN, destacam-se ainda os seguintes factos: Em Outubro de 21, o Conselho de Administração aprovou a Declaração da Política Ambiental da REN. No final de 21, a REN iniciou a implementação de um sistema de gestão ambiental, pretendendo a sua certificação pela norma ISO 141 até ao final de 23. Em Dezembro de 21, a REN apresentou à ERSE o Plano de Promoção da Qualidade Ambiental, nos termos previstos no Regulamento Tarifário. Em final de 21, a REN iniciou um concurso com vista a eliminação, até final de 22, de todos os condensadores contaminados com PCB. Em 21 foi iniciada a monitorização do ruído da linha Estarreja-Pereiros. Desenvolvimento de um programa de monitorização e controlo dos equipamentos com SF Perspectiva da Qualidade de Serviço A avaliação da qualidade de serviço na actividade de transporte de energia eléctrica contempla os aspectos técnicos de continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão Continuidade de serviço Os indicadores de qualidade de serviço utilizados pela entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte para aferir o desempenho da rede de transporte no que respeita à continuidade de serviço são os seguintes: Energia Não Fornecida (ENF): valor da energia não fornecida aos pontos de entrega onde a rede é responsável pelo fornecimento de energia, devido a interrupções de fornecimento com origem na rede de transporte. Tempo de Interrupção Equivalente (TIE): quociente entre a Energia Não Fornecida (ENF) num dado período e a potência média expectável nesse período, calculada a partir da soma da energia total fornecida e a energia não fornecida nesse período. Duração Média das Interrupções do Sistema (SAIDI - System Average Interruption Duration Index): quociente da soma dos tempos de interrupção em todos os pontos de entrega da Rede de Transporte, durante um ano, pelo número total dos pontos de entrega. Frequência Média de Interrupções de Serviço do Sistema (SAIFI - System Average Interruption Frequency Index): quociente do número total de interrupções nos pontos de entrega da rede de transporte, durante um ano, pelo número total de pontos de entrega. Tempo de Reposição de Serviço (SARI - System Average Restoration Index): quociente da soma dos tempos de interrupção em todos os pontos de entrega de rede de transporte, durante um ano, pelo número total de interrupções nos pontos de entrega, no mesmo ano. Número de Incidentes por 1 km de Linha. Os valores de ENF e TIE são calculados considerando todas as interrupções de serviço ocorridas na rede. Os valores dos indicadores SAIFI, SAIDI e SARI são calculados considerando as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto. Seguidamente apresenta-se uma análise do desempenho da rede de transporte com base nos valores registados para os indicadores de qualidade de serviço anteriormente referidos. Nas figuras respeitantes aos indicadores ENF, TIE, SAIDI e SARI o ano de 2 destaca-se pelos elevados valores registados. Este facto deve-se à ocorrência de um grande incidente a 9 de Maio 37. Durante o ano de 21, último ano em análise neste documento, o maior incidente ocorrido na rede deu-se a 6 de Setembro. O incidente ocorreu durante a lavagem em tensão da cadeia de amarração ao pórtico da linha Palmela/Sines, provocando a separação da rede a sul desta subestação da restante Rede Nacional de Transporte. Os comentários às figuras que se seguem incidem em especial na análise dos valores de 21. Na Figura 3-1 está representada a evolução da ENF entre 1994 e 21. Figura 3-1 Evolução da Energia Não Fornecida Fonte: REN A descrição e análise pormenorizada deste incidente é efectuada no Relatório da Qualidade de Serviço - 2 disponível na página da ERSE na Internet

94 Em 21 o indicador ENF apresenta o segundo melhor valor dentro da série de anos analisados (ENF 21 =254,4 MWh). As duas figuras seguintes apresentam a evolução do TIE, indicador que traduz o tempo de interrupção equivalente da potência média. Figura 3-11 Evolução do TIE O valor do SAIDI em 21 foi de 4,85 minutos. Na Figura 3-13 apresentam-se os valores registados para o indicador SAIFI desde 1994 a 21. Figura 3-13 Evolução do SAIFI interrupções / ano 1 mínimos 1,4 9 1, ,,8 5, Fonte: REN,4,2, Fonte: REN O valor do TIE em 21 foi de 3,82 minutos. A Figura 3-12 permite avaliar a evolução da duração média total anual das interrupções por ponto de entrega, avaliada através do indicador SAIDI. Figura 3-12 Evolução do SAIDI mínimos Em 21, o indicador SAIFI foi de,43 interrupções constituindo o valor mais favorável registado no período analisado. A análise da evolução do indicador SARI é efectuada com base na Figura Figura 3-14 Evolução do SARI minutos / interrupções Fonte: REN Fonte: REN

95 Em 21 o valor do SARI foi de 11,38 minutos/interrupção. No Quadro 3-5 apresenta-se o impacte do incidente de 6 de Setembro de 21 nos indicadores de continuidade de serviço da rede de transporte. Quadro 3-5 Impacte do incidente de 6 de Setembro de 21 nos indicadores de continuidade de serviço da rede de transporte Indicador Valores 21 Valores 21 excluindo o incidente de 6 de Setembro ENF (MWh) 254,4 147,8 TIE (minutos) 3,82,52 SAIDI (minutos) 4,85 1,94 SAIFI,43,31 SARI (minutos) 11,38 6,16 Fonte: REN A avaliação deste indicador é realizada por nível de tensão, considerando o número de incidentes por 1 km de linha de 4 kv, 22 kv e 15 kv, e na globalidade da Rede Nacional de Transporte. Figura 3-15 Evolução do Número de Incidentes por 1 km de Linha O Quadro 3-6 apresenta para 21 o número total de interrupções e duração total das interrupções distribuídas de acordo com a sua duração, para cada ponto de entrega afectado. Quadro 3-6 Distribuição das interrupções ocorridas em 21 por ponto de entrega afectado kv 22 kv 15 kv Global Nível de Tensão das Linhas Pontos de Entrega Frequência das Interrupções Duração Total das Interrupções (min) t<1min 1min t 3min t>3min Total t<1min 1min t 3min t>3min Total Gouveia (REFER 22 kv) 1 1,8,8 Neves Corvo (SOMINCOR) ,5 35,5 SE Batalha 1 1 5,9 5,9 SE Chaves ,9 12,2 15,1 SE Estói ,5 36,5 SE Évora ,5 36,5 SE Ferreira do Alentejo ,5 36,5 SE Guimarães 1 1 5, 5, SE Mogadouro 1 1 8,4 8,4 SE Recarei 1 1 3,7 3,7 SE Riba d Ave ,1 9,8 1,9 SE Setúbal ,7 23,7 SE Sines 1 1 3,3 3,3 SE Tunes 1 1 8,5 8,5 SE Valdigem 1 1 5,7 5,7 SE Vermoim Seixal (Siderurgia Nacional 22 kv) 1 3 4,9 4,6 5,5 Seixal (Siderurgia Nacional 15 kv) ,8 19,8 Total ,7 1,6 251, 263,3 SE = Subestação Fonte: REN Fonte: REN Durante os nove anos analisados na figura anterior, o ano de 21 apresenta os melhores valores do indicador Número de Incidentes por 1 km de Linha para a globalidade da rede e para as linhas de 4 kv e 22 kv Qualidade da onda de tensão Durante o ano de 21 a REN efectuou a monitorização da qualidade da onda de tensão nos pontos de entrega à distribuição por observação das seguintes características: Frequência. Valor eficaz da tensão. Severidade de tremulação. Desequilíbrio do sistema trifásico de tensão. Distorção harmónica. A Figura 3-15 permite observar a evolução do Número de Incidentes por 1 km de Linha ocorridos na Rede Nacional de Transporte. O Quadro 3-7 apresenta um resumo das medições efectuadas nos pontos de entrega. Para cada ponto de entrega monitorizado é identificado o nível de tensão e a semana de monitorização sendo assinaladas as grandezas cujos valores medidos

96 não respeitam os limites estabelecidos regulamentarmente. As características frequência, desequilíbrio do sistema trifásico de tensões e distorção harmónica não são referidas no quadro por apresentarem valores dentro dos limites regulamentares em todos os pontos de entrega monitorizados. Quadro 3-7 Características da onda de tensão monitorizadas nos pontos de entrega durante uma semana Ponto Tensão Período de Entrega declarada de Medição Características monitorizadas (kv) Valor eficaz da tensão Flicker SE Batalha 63,5 24/8 a 3/8 SE Canelas 64, 1/9 a 17/9 SE Carregado 64,2 14/5 a 21/5 Umín 1. em todas as fases SE Carriche 62,4 3/3 a 6/4 SE Chafariz 63, 25/6 a 2/7 Umáx 2. em todas as fases SE Custóias 65, 26/3 a 2/4 SE Ermesinde 63, 17/9 a 24/9 Valores de Pst 3 em todas as fases; Plt entre as fases -4 e 4-8. SE Estarreja 63, 26/6 a 3/7 SE Estói 63,5 29/1 a 5/11 Umín 1. em todas as fases SE Évora 63, 15/11 a 22/11 SE Fanhões 63,5 24/9 a 1/1 Valor de Plt 4 entre as fases 4-8 e 8- SE Fernão Ferro 62,7 13/8 a 2/8 SE Ferreira do Alentejo 63,3 3/1 a 6/11 SE Mourisca 64, 18/6 a 25/6 SE Pereiros 65, 3 semanas SE Porto Alto 64, 14/12 a 21/12 SE Riba d Ave 65, 6/1 a 13/12 Umín 1. em todas as fases SE Rio Maior 63,4 17/9 a 24/9 Valor de Plt 4 entre as fases 4-8 e 8- SE Sacavém 63,8 14/5 a 21/5 SE Setúbal 63, 8/12 a 14/12 SE Trajouce 62,8 17/4 a 24/4 SE Valdigem 64, 19/6 a 26/6 SE Zêzere 64, 16/7 a 23/7 Valor de Plt 4 entre as fases 8- (1) Umín - Limite inferior de variação do valor eficaz da tensão (2) Umáx - Limite superior de variação da tensão (3) Pls - Severidade de tremulação de curta duração (4) Plt - Severidade de tremulação de longa duração SE = Subestação Fonte: REN 3.3 Importação e Exportação de energia eléctrica Perspectiva energética: energia e potência As interligações existentes entre a rede eléctrica portuguesa e a espanhola melhoram a segurança e a estabilidade do sistema eléctrico. Permitem também a realização de transacções de energia eléctrica entre Portugal e Espanha, o que se traduz em ganhos acrescidos para ambos os sistemas Capacidade de interligação entre Portugal e Espanha O quadro seguinte apresenta a capacidade térmica de transporte das principais linhas de interligação entre Portugal e Espanha. O quadro permite também identificar o nível de tensão associado a cada linha. Importa salientar que o valor de capacidade apresentado no quadro é superior ao valor da capacidade disponível para efeitos comerciais, por razões técnicas e de segurança. Quadro 3-8 Características das Linhas de Interligação Portugal-Espanha Linhas de Interligação Tensão de Serviço Capacidade Térmica (MVA) Portugal Espanha (kv) Verão (3ºC) Inverno (15ºC) Pocinho Saucelle Pocinho Aldeadávila Bemposta Aldeadávila Alto Lindoso Cartelle Pego Cedillo Total Fonte: REN Apresenta-se de seguida uma tabela resumo dos valores de capacidade disponível para fins comerciais durante o ano 21. Quadro 3-9 Capacidade de interligação para fins comerciais em 21 Exportação (MW) Importação (MW) Mínimo 5 Máximo Moda 65 6 Média Fonte: REN

97 Evolução do saldo importador das trocas internacionais de energia eléctrica A evolução do saldo importador entre Portugal e Espanha está ilustrada na Figura Figura 3-17 Evolução dos contratos de importação e exportação de energia eléctrica GWh Deve ter-se em conta que o saldo importador diz respeito à diferença entre toda a energia eléctrica que anualmente entra e sai de Portugal, considerando os contratos de importação e exportação e os trânsitos com origem e destino em Espanha. Figura 3-16 Evolução do saldo importador de energia eléctrica entre Portugal e Espanha GWh índice produtibilidade hidroeléctrica ,4 3 1, , ,8, Contratos Importação 1,6 981,9 1187, 297, 277,9 51,4 1762, 133, Contratos de Exportação 14,5 62,6 75,9 7, 2,2 1351,2 845, 164, 5 Fonte: REN, ,2, A análise da Figura 3-17, após 1998, não permite identificar um padrão definido relativamente ao volume de contratos de importação e exportação. Esta situação reflecte as oportunidades oferecidas pelo mercado espanhol e português, as quais Saldo Importador IPH,54,63,83,93 1,2,76,89 1,7,62,78,83,41,73,9,73 1,3 1,22 1,4,68 1,8 1,19 Fonte: EDP são variáveis no tempo. Destaca-se o ano 1999, em que a REN obteve o estatuto de agente externo em Espanha, o que permitiu o aumento de contratos com este país. Está também representada na figura a evolução do índice de produtibilidade hidroeléctrica anual. Assim, é possível verificar que, em geral, em anos em que o IPH é reduzido, o saldo importador aumenta. Com efeito, em anos secos, a produção de energia hidroeléctrica é reduzida, criando condições económicas mais favoráveis à importação. Após 1998, ano em que se registou uma interrupção do relacionamento comercial entre Portugal e Espanha, devido a alterações legislativas ocorridas em Espanha, verificou-se uma retoma das trocas que em 1999 resultaram num maior volume de exportação. Nos últimos dois anos Portugal passou de novo a apresentar um saldo importador, verificando-se no ano 21 um valor de 264,5 GWh Trânsitos de energia eléctrica nas principais linhas de interligação O quadro seguinte resume as trocas de energia eléctrica entre Portugal e Espanha, no dia 11 de Julho de 21, dia característico de regime seco, e no dia 17 de Janeiro de 21, dia característico de regime húmido, discriminadas por cada uma das linhas de interligação. As interligações entre Portugal e Espanha localizam-se no norte de Portugal, com excepção para a interligação Pego-Cedillo localizada na região centro Evolução dos contratos de importação e exportação de energia eléctrica Na figura seguinte apresenta-se a evolução dos contratos de importação e exportação relativos à energia programada para trocas entre Portugal e Espanha

98 Quadro 3-1 Trocas de energia eléctrica entre Portugal e Espanha Linhas de Interligação Dia característico Dia característico de Verão (MWh) de Inverno (MWh) Portugal Espanha Importação Exportação Importação Exportação Pocinho Saucelle Pocinho Aldeadávila Bemposta Aldeadávila Alto Lindoso Cartelle Pego Cedillo Ligações transfronteiriças Total Fonte: REN A análise do quadro anterior permite verificar a alteração do sentido dos trânsitos de energia eléctrica ocorridos nos dias característicos de regime seco e de regime húmido, nos diversos pontos de interligação entre Portugal e Espanha. Verifica-se que, enquanto no dia característico de regime seco o trânsito de energia eléctrica nas interligações foi de importação no norte de Portugal e de exportação através da linha Pego-Cedillo, no dia característico de regime húmido verifica-se uma exportação nas interligações a norte e uma importação a sul. 23 TWh, correspondentes a 1 TWh provenientes de países fora da UCTE. Analisando a figura no que concerne à rede UCTE, observa-se que o maior volume de energia eléctrica trocada se registou na zona da Europa Central, destacando-se o trânsito nas interligações entre a França, a Suíça, a Itália e a Alemanha. A França mantém-se há alguns anos como o maior exportador, nomeadamente para a Alemanha, Itália e Reino Unido. No que diz respeito à Península Ibérica, verifica-se um saldo exportador de Espanha para Portugal, de França para Espanha e de Espanha para Marrocos (realizada através de cabo submarino). Figura 3-18 Principais movimentos anuais de energia eléctrica entre países europeus integrados na rede UCTE ou a ela ligados em 2 S No dia característico de Verão, a produção nacional foi essencialmente de origem térmica e localizada no centro e sul de Portugal, tendo o consumo do norte sido abastecido pela energia importada nas interligações do norte, e em menor parte pela produção de origem hídrica e pela energia proveniente de sul. No dia característico de Inverno, a produção de origem hídrica é a principal responsável pelo total nacional, satisfazendo o consumo no norte de Portugal e parte do consumo a sul, havendo ainda uma parcela que é exportada. O restante consumo foi satisfeito pela produção térmica nacional e pela energia importada através da ligação Pego-Cedillo. EIRE GB DK CKR PL NL B 1967 D CZ L SK A 842 H R F CH SLO HR BIH YU BG Comparação internacional de trânsitos anuais de energia eléctrica I FYROM AL A figura seguinte esquematiza os principais trânsitos anuais de energia eléctrica em 2 entre os vários países membros da UCTE e entre estes e outros países ligados, de forma síncrona ou não, à rede da UCTE. Os países pertencentes à rede UCTE são: Bélgica, Alemanha, Espanha, França, Itália, Eslovénia, Croácia, Jugoslávia, Macedónia, Bósnia-Herzegovina, Luxemburgo, Holanda, Portugal, Suíça, República Checa, Hungria, Polónia e Eslováquia. Para além destes, estão ainda ligados a esta rede a Dinamarca, Albânia, Bulgária, Marrocos, Roménia, Reino Unido e Suécia. P M 2261 Importação vs Exportação Maior Valor (GWh) Menor Valor (GWh) E 922 GR No ano 2, o volume total de exportações foi de cerca de 24 TWh correspondentes a 22 TWh de exportações internas à UCTE e 2 TWh exportados para países fora da UCTE. No que diz respeito a importações, o volume total foi cerca de

99 3.3.2 Perspectiva económica Análise do saldo das trocas de energia eléctrica A entidade concessionária da RNT, através do Agente Comercial do SEP, pode comprar ou vender energia eléctrica a agentes do SENV ou a outros sistemas eléctricos. Os benefícios resultantes destas trocas comerciais são partilhados com os consumidores de energia eléctrica do SEP. A Figura 3-19 apresenta as trocas comerciais do Agente Comercial do SEP, em quantidades e preços, durante os anos de 2 e 21. Exclui-se a compra e venda de energia eléctrica aos agentes do SENV em Portugal Figura 3-11 Preços médios mensais e acumulados das trocas de energia eléctrica cent E / kwh Figura 3-19 Trocas comerciais entre o Agente Comercial do SEP e Espanha 2 3 GWh Jan 2 Fev 2 Mar 2 Abr 2 Mai 2 Jun 2 Jul 2 Ago 2 Set 2 Out 2 Nov 2 Dez 2 Jan 21 Fev 21 Mar 21 Abr 21 Mai 21 Jun 21 Jul 21 Ago 21 Set 21 Out 21 Nov 21 Dez Importação Exportação Importação acumulada2 Exportação acumulada2 Importação acumulada21 Exportação acumulada21 2 Fonte: REN O perfil de variação do preço médio de aquisição e de venda de electricidade reflecte a variação mensal dos custos marginais de produção tanto em Portugal como em -2-6 Espanha, já que é no diferencial de custos que se encontra a margem de resultados desta actividade. -3 Jan 2 Fev 2 Mar 2 Abr 2 Mai 2 Jun 2 Jul 2 Ago 2 Set 2 Out 2 Nov 2 Dez 2 Jan 21 Fev 21 Mar 21 Abr 21 Importações SEP Exportações SEP Compras SEP Vendas SEP Fonte: REN Mai 21 Jun 21 Jul 21 Ago 21 Set 21 Out 21 Nov 21 Dez Paralelamente às trocas comerciais realizadas pelo Agente Comercial do SEP, os agentes do SENV podem usar as interligações para comprar e vender energia eléctrica e o distribuidor vinculado em MT e AT pode comprar energia eléctrica para o fornecimento de clientes do SEP no âmbito da sua parcela livre. A Figura apresenta o saldo das compras e vendas no SEN através das linhas de interligação. A hidraulicidade e outros condicionalismos externos como o consumo e o preço dos combustíveis fósseis afectam de forma significativa a disponibilidade e oportunidade do Agente Comercial do SEP para vender e comprar energia eléctrica. Saliente-se neste período a elevada hidraulicidade verificada no primeiro trimestre de 21 e uma hidraulicidade excepcionalmente reduzida nos últimos meses do mesmo ano. A Figura 3-11 apresenta o preço médio mensal de compra e de venda de energia eléctrica pelo Agente Comercial do SEP em Espanha. Apresentam-se ainda na figura, para cada ano, os preços médios acumulados mensais de compra e de venda de energia eléctrica

100 Figura Compras e vendas de Energia Eléctrica no SEN através das interligações GWh Figura Evolução dos preços finais máximos, médios e mínimos semanais verificados no mercado espanhol desde a sua entrada em funcionamento 4 cent E / kwh Fonte: REN Mínimo Médio Máximo Fonte: OMEL Análise dos preços de energia eléctrica no mercado diário espanhol no período de 1998 a 21 O actual quadro regulamentar espanhol veio permitir a participação de outros agentes portugueses no mercado espanhol de energia eléctrica para além da REN, através da realização de intercâmbios internacionais com fins comerciais. A análise dos preços finais de energia eléctrica verificados no mercado espanhol revela-se importante para os clientes não vinculados abastecidos por agentes que operam no mercado espanhol, para o distribuidor vinculado no âmbito da sua parcela livre, bem como para o agente comercial do SEP. Na Figura apresenta-se a evolução dos preços finais máximos, médios e mínimos semanais verificados no mercado espanhol, desde a sua entrada em funcionamento em 1 de Janeiro de 1998 até 31 de Dezembro de A evolução dos preços diários finais de aquisição de energia eléctrica no mercado espanhol em 21 é apresentada na Figura Figura Evolução dos preços diários finais de aquisição de energia eléctrica no mercado espanhol em 21 cent E / kwh Mínimo Médio Máximo Fonte: OMEL

101 Apresenta-se na Figura a distribuição do preço de energia eléctrica no mercado, por classes de,5 cente/kwh, o seu valor médio e a frequência acumulada. Em 21, o preço médio final diário verificado no mercado espanhol foi de 3,369 cente/kwh. Da curva de distribuição pode concluir-se que os preços que ocorreram com maior frequência se situam entre 2 e 2,5 cente/kwh. Apresentam-se também algumas medidas de tendência central relevantes, nomeadamente a mediana (valor que divide o conjunto dos preços verificados em dois intervalos com o mesmo número de elementos), a moda (preço que ocorreu com maior frequência) bem como os valores mínimo e máximo, e o desvio padrão (medida de dispersão). Figura Distribuição, média e frequência acumulada do preço final diário de energia eléctrica no mercado espanhol em 21 % Horas Distribuição Perspectiva Energética: energia e potência As redes de distribuição possibilitam o escoamento da energia eléctrica que aflui dos centros electroprodutores e das interligações às subestações da RNT para as instalações consumidoras. A evolução das redes de distribuição é determinada pelas perspectivas de consumo, pela dispersão territorial dos clientes e pela ligação de novos centros electroprodutores, nomeadamente PRE, assegurando a sua ligação à rede com características técnicas adequadas. O dimensionamento das redes de distribuição é fortemente condicionado pelas perdas de energia eléctrica, sendo a escolha da secção dos condutores determinada pela minimização do valor conjunto das perdas e do custo do equipamento, incluindo a instalação. Além disso, é necessário considerar outras condicionantes, tais como no caso das redes rurais extensas a obrigação de garantir uma queda de tensão dentro dos limites regulamentares, e no caso das redes urbanas essencialmente subterrâneas e com consumo por unidade de superfície elevado, a intensidade máxima admissível nos condutores. Na sequência dos programas de electrificação que foram sendo realizados, a rede de distribuição serve praticamente a totalidade das localidades do território continental. De acordo com os Indicadores de Conforto do INE, em 2, mais de 99% dos alojamentos do Continente dispunham de electricidade ,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 Média Probabilidade Acumulado 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 cent / kwh Ano Média Mediana Moda Máximo Mínimo Desv. Padrão 21 3,369 2,973 2,39 12,11,217 1, ,29 2,959 2,28 9,55,147 1, ,685 2,67 2,344 6,541,674, ,337 3,138 2,339 8,84,879 1,336 Fonte: OMEL, ERSE 8 8,5 9 9,5 1 1, , , , Equipamento da rede de distribuição As redes de distribuição são constituídas por linhas aéreas e por cabos subterrâneos, de alta tensão (6 kv) de média tensão, fundamentalmente 3 kv, 15 kv e 1 kv, e de baixa tensão (4/23 V). Estas redes englobam ainda redes de pequena dimensão a 132 kv, na zona norte do país, a 6 kv, na zona sul, e a 5 kv, também na zona norte. Além das referidas linhas e cabos, as redes de distribuição são ainda constituídas por subestações, postos de seccionamento, postos de transformação e equipamentos acessórios ligados à sua exploração. Fazem ainda parte das redes de distribuição as instalações de iluminação pública e as ligações a instalações consumidoras e a centros electroprodutores. A evolução dos equipamentos de rede de distribuição, desde 1994, pode ser observada na Figura

102 Figura Evolução dos equipamentos da rede de distribuição do SEP As linhas de baixa tensão são a grande componente das redes de distribuição aéreas. No que diz respeito à evolução das redes aéreas em cada um dos referidos GVA SUBESTAÇÕES Nº níveis de tensão, verifica-se um aumento da sua extensão de 13% para AT, 9% para MT e 13% para BT. Relativamente ao desenvolvimento das redes subterrâneas em cada um dos níveis de tensão, verifica-se um acréscimo de 19%, 32% e 35%, em AT, MT e BT, respectivamente Também nas redes de distribuição subterrâneas, a grande percentagem são cabos de baixa tensão (cerca de 69% da extensão total destas redes) e, em menor quanti- Pot.Ins.(GVA) Nº Sub Nº Transf. dade, os cabos de média tensão, com um peso relativo de 3%. Surgem ainda os cabos de alta tensão, que representam apenas cerca de 1% da extensão total das 13 GVA POSTOS DE TRANSFORMAÇÃO 1 PT 6 redes subterrâneas Por fim, e ainda no que respeita às redes de distribuição subterrâneas, verifica-se que a percentagem destas redes face à extensão total das redes de distribuição evoluiu, no período , de 14% para 17%, em MT, e de 17% para 2%, em BT, enquanto que em AT se tem mantido nos 5%. Pot.Ins.(GVA) Nº PT (1PT) Figura Evolução das redes subterrâneas em % do total km LINHAS AÉREAS % 2% 15% 25 1 km CABOS SUBTERRÂNEOS 1% % Fonte: EDP Distribuição % AT MT BT No que diz respeito às subestações das redes de distribuição, verifica-se que, em Fonte: EDP Distribuição 2, existiam 368 subestações com 654 transformadores e uma potência instalada de aproximadamente 13 GVA. Uma análise mais pormenorizada permite ainda concluir que enquanto o número de subestações e de transformadores apenas registam aumentos da ordem dos 6%, no período , a potência instalada nas subes- A análise das perdas nas redes de distribuição é apresentada na Figura 3-117, quer em unidades de energia, quer em percentagem do total de fornecimentos. tações apresenta um acréscimo de 14%, no mesmo período, o que indicia a construção de subestações de maior capacidade de transformação. A potência instalada nos postos de transformação regista um aumento considerável (34%), enquanto que o número de postos de transformação apresenta um acréscimo inferior (23%) o que evidencia, mais uma vez, a construção de instalações com maior capacidade de transformação

103 3, 2,5 2, 1,5 1,,5 Figura Evolução das perdas na rede de distribuição TWh A divergência de valores das séries EDIS e EDIS-Regulada resulta, por um lado, das actividades da EDP Distribuição fora do sector eléctrico e, por outro lado, das diferenças na valorização dos desvios aos proveitos permitidos de cada actividade e do desfasamento na sua contabilização. Na Figura apresenta-se a evolução da rendibilidade dos capitais próprios, calculada como a relação entre os resultados líquidos e os capitais próprios da empresa. Figura Evolução da rendibilidade dos capitais próprios, % 1 % do total de fornecimentos 6% 8 5% 6 4% 4 3% 2 2% % Fonte: EDP Distribuição % Apesar de, em valor absoluto, as perdas terem aumentado em 2, percentualmente verificou-se um decréscimo para 8,4% Perspectiva económico-financeira Os indicadores económico-financeiros que a seguir se apresentam têm por base diferentes séries de valores consoante a informação disponível. Os valores de 1994 a 1999 resultam da soma dos quatro distribuidores vinculados (EN, CENEL, LTE e SLE) que foram fundidos no início de 2 dando lugar ao actual distribuidor vinculado, a EDP Distribuição Energia (EDIS). À semelhança do que se referiu para a REN, só com a entrada em vigor do Regulamento Tarifário, em 1999, os titulares de licença de distribuição ficaram obrigados à separação contabilística por actividade, pelo que até 1997 os dados respeitam à totalidade das actividades dos distribuidores vinculados. A partir de 1998, para além da série respeitante à EDIS, apresentam-se ainda os indicadores por cada actividade regulada (Distribuição de Energia Eléctrica DEE e Comercialização de Energia Eléctrica CEE) e ainda da série referente à globalidade das actividades reguladas EDIS-Regulada, representativa dos valores aceites pela ERSE. EDIS EDIS-Regulada DEE CEE Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE A rendibilidade dos capitais próprios reduziu-se em 1999 e 2 devido à redução da margem bruta unitária das vendas 38 por intervenção do regulador (Figura 3-119) e ao aumento dos custos superior ao inicialmente previsto (Figura 3-12). Em actividades reguladas por preço máximo 39, os preços são definidos para o período de regulação, ficando a empresa com autonomia para gerir o seu negócio e com a capacidade de retenção dos ganhos que vier a alcançar, com a limitação imposta pelo mecanismo de partilha de lucros. Os elevados valores da rendibilidade dos capitais próprios da actividade de Comercialização de Energia Eléctrica resultam do facto dos capitais próprios serem reduzidos. 38 Margem bruta unitária das vendas = (vendas de electricidade compras de electricidade)/energia vendida 39 No segundo período regulatório, que começa em 22, a actividade de Comercialização passa a ser regulada por taxa de remuneração

104 Figura Margem bruta unitária das vendas (preços constantes de 21) cent E /kwh facto dos custos operacionais terem crescido mais do que os proveitos operacionais em cerca de 7 pontos percentuais, tal como se pode concluir da Figura Em 1998, os resultados operacionais corrigidos estão influenciados por uma utilização de provisões para clientes de cobrança duvidosa (proveito) de cerca de 5 milhões de euros. Figura Evolução da rendibilidade dos capitais empregues 3 12% 2 1% 1 8% Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE 6% Figura % Comparação entre custos previstos e custos reais (preços correntes) 2% euros % EDIS EDIS-Regulada DEE CEE 7 Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE Figura Evolução dos resultados operacionais corrigidos euros DEE CEE EDIS-Regulada 5 Previsões para 1999 Real 1999 Previsões para 2 Real 2 4 Nota: Os valores considerados nas previsões correspondem aos enviados pelas empresas de distribuição em 1998, corrigidos pelas taxas de inflação verificadas em 1999 e 2. 3 Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição 2 A figura seguinte ilustra a evolução da rendibilidade dos capitais empregues 4. O baixo 1 valor verificado em 1996 ficou a dever-se à quebra dos resultados operacionais pelo Rendibilidade dos capitais empregues = resultado operacional corrigido / (capitais próprios + capital financeiro + subsídios imobilizado em curso) x 1 Resultado operacional corrigido = resultados operacionais + utilização de provisões + amortização do imobilizado comparticipado encargos financeiros imputados ao investimento. Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE 26 27

105 A autonomia financeira 41 e o grau de endividamento 42 sugerem uma evolução positiva da capacidade da empresa em solver os seus compromissos financeiros, conforme se ilustra na Figura Os valores negativos do grau de endividamento apresentados pela actividade de Comercialização de Energia Eléctrica mostram que esta actividade tem gerado sistematicamente excedentes financeiros. 2,5 2, Figura Evolução da capacidade de autofinanciamento Figura Evolução dos indicadores financeiros da distribuição 1,5 6% Autonomia financeira 1, 5% 4%,5 3% 2%, % % 6% 4% 2% % -2% Grau de endividamento EDIS Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE Este rácio reflecte não só os acréscimos de cash-flow, como também a quebra dos investimentos a custos técnicos na Distribuição, no período , tal como se pode verificar na Figura 3-125, que correspondem a uma diminuição média anual de cerca de 6,7%. Figura Evolução do investimento a custos técnicos na distribuição (preços correntes) -4% 1 6 euros -6% EDIS EDIS-Regulada CEE 3 Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE 25 2 A capacidade de autofinanciamento das empresas, calculada como a relação entre os meios libertos pelas empresas e o investimento a custos técnicos, tem vindo a crescer ao longo do período em análise, à excepção de 2, conforme se pode observar na Figura Autonomia financeira = capitais próprios / activo líquido x 1 42 Grau de endividamento = capital financeiro / capitais próprios x Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE 28 29

106 Sendo a actividade de Distribuição de Energia Eléctrica uma actividade de capital intensivo, os capitais permanentes (capital próprio e passivo de médio e longo prazo) correspondem a cerca de 9% do capital fixo, conforme se pode observar na Figura Na actividade de Comercialização de Energia Eléctrica, cerca de 6% do activo corresponde a dívida de clientes (rubrica incluída em activo circulante). 16 Figura Evolução dos indicadores de eficiência da distribuição 1 3 euros por trabalhador Produtividade 1% 8% Figura Evolução da estrutura do balanço da distribuição Estrutura do activo % 2 4% % % EDIS DEE CEE 7 6 Consumidores por trabalhador Imobilizado Líquido Activo Circulante Acréscimos e Diferimentos 5 4 Estrutura do passivo e capitais próprios 1% 3 8% 2 1 6% 4% % Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição % EDIS DEE CEE Capitais Próprios Passivo m.l.p.(1) Passivo c.p. (1) inclui provisões para outros riscos e encargos e subsídios ao investimento Estes indicadores de eficiência devem ser analisados em conjunto com outros factores que condicionam a actividade da empresa, como sejam a energia vendida por consumidor (Figura 3-128) e o número de consumidores por km 2 (Figura 3-129). Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição, ERSE A figura seguinte apresenta a evolução de dois indicadores de eficiência, salientando- -se a irregularidade da evolução do indicador de produtividade 43 e o maior crescimento do rácio consumidores por trabalhador a partir de 1997 (essencialmente devido à diminuição do número de trabalhadores). 43 Produtividade = Valor acrescentado bruto / n.º de trabalhadores

107 Figura Energia vendida por consumidor MWh por consumidor Perspectiva tarifária Nível de proveitos e evolução do preço médio a) Proveitos permitidos na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica A Figura 3-13 permite analisar a evolução do montante de proveitos permitidos na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica. O ano de 22 marca o início de um novo período de regulação tarifária, o qual tem subjacente alterações ao nível desta actividade, nomeadamente a transferência de alguns custos, proveitos e activos da actividade de Distribuição de Energia Eléctrica para a actividade de Comercialização de Redes. Figura 3-13 Nível de proveitos permitidos na actividade de Distribuição de Energia Eléctrica 1 6 euros Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição Figura Consumidores por km Fonte: ERSE Fonte: EN, CENEL, LTE, SLE, EDP Distribuição b) Evolução do preço médio A evolução dos preços médios da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT durante o período de 1999 a 22, em termos nominais e reais, é apresentada na Figura e na Figura 3-132, respectivamente. Estes preços médios são referidos aos fornecimentos e entregas de energia eléctrica aos clientes do SEP e do SENV nos níveis de tensão de AT, MT e BT. Durante o primeiro período de regulação ( ), o preço médio da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT registou uma descida nominal de 9,2%, o que representa uma descida em termos reais de 14,9%. Em 22, o preço médio da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT desceu 9,2% em termos nominais

108 Figura Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT Evolução do preço médio Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) (variação nominal 1999=1) , -3,1% 96,9-6,3% 9,8-9,2% 82, , -3.% % % Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 Figura Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT Evolução do preço médio Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) (variação real 1999=1) , -6.2% % % , -6.1% % -8.1% Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 A evolução dos preços médios da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT A evolução dos preços médios da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT durante o período de 1999 a 22, em termos nominais e reais, é apresentada na durante o período de 1999 a 22, em termos nominais e reais, é apresentada na Figura e na Figura 3-134, respectivamente. Estes preços médios são referidos Figura e na Figura 3-136, respectivamente. Estes preços médios são referidos aos fornecimentos e entregas de energia eléctrica aos clientes do SEP e do SENV aos fornecimentos de energia eléctrica aos clientes do SEP no nível de tensão de BT. nos níveis de tensão de MT e BT. Durante o primeiro período de regulação ( ), o preço médio da tarifa de Durante o primeiro período de regulação ( ), o preço médio da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT registou uma descida nominal de 5,%, o que Uso da Rede de Distribuição em MT registou uma descida nominal de 6,4%, o que representa uma descida em termos reais de 11,%. Em 22, o preço médio da tari- representa uma descida em termos reais de 12,2%. Em 22, o preço médio da fas de Uso da Rede de Distribuição em BT desceu 13,6% em termos nominais. tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT desceu 5,4% em termos nominais

109 Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT Evolução do preço médio (variação nominal 1999=1) 1% Figura Penetração das redes subterrâneas na distribuição % -2.% 1, % 82. Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 8% 6% 4% 2% % AT MT BT Figura Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT Evolução do preço médio (variação real 1999=1) Aéreo Subterrâneo Fonte: EDP Distribuição % -5.2% 1, % 74.6 Tarifas 1999 Tarifas 2 Tarifas 21 Tarifas 22 Tal como referido para o transporte, as perdas representam um impacte ambiental indirecto, uma vez que obrigam ao aumento de produção de energia eléctrica. Em 2, as perdas nas redes de distribuição representaram 8,3% relativamente ao total de fornecimentos. No que respeita a resíduos, destaca-se: Quadro 3-11 Resíduos da rede de distribuição Quantidade (toneladas) Óleos usados 14 Resíduos com PCB 23 Resíduos metálicos 2 95 Fonte: EDP, Perspectiva ambiental Na actividade de distribuição, a abertura de corredores para a passagem de linhas e outras obras de expansão ou remodelação da rede, bem como a utilização de equipamentos contendo substâncias perigosas, provocam impactes ambientais. Uma das variáveis que é por vezes apontada como indicador do desempenho ambiental é a penetração das redes subterrâneas nos diferentes níveis de tensão. Na Figura apresenta-se a proporção entre redes subterrâneas e aéreas. Os resíduos metálicos e os óleos usados são recolhidos separadamente e entregues a entidades licenciadas que procedem à sua reciclagem e valorização energética, respectivamente. No que respeita aos equipamentos que contêm PCB, a EDP Distribuição deu continuidade ao plano de eliminação destes equipamentos. Em Janeiro de 22, a EDP Distribuição apresentou à ERSE o Plano de Promoção da Qualidade Ambiental, de acordo com o previsto no Regulamento Tarifário. Neste plano propõem-se medidas em diversas áreas, nomeadamente, resíduos, ruído e protecção da avifauna

110 3.4.5 Perspectiva da qualidade de serviço Zonas geográficas No quadro que se segue apresenta-se um resumo da distribuição do número de localidades e de clientes de energia eléctrica de Portugal Continental de acordo com as zonas geográficas estabelecidas no RQS (A - localidades com mais de 25 mil clientes; B - localidades com 5 mil a 25 mil clientes; C - outras localidades) Figura Valores do TIEPI no ano 21 discriminados por Área de Rede minutos Quadro 3-12 Distribuição das localidades e clientes de energia eléctrica de Portugal Continental de acordo com as zonas geográficas estabelecidas no RQS 4 2 Zona Localidades Clientes Número % Número % A 2, ,5 B 167 4, ,7 C , ,8 Total , , Fonte: EDP Distribuição Minho Trás-os-Montes Ave-Sousa Grande Porto Beira Litoral Beira Interior Coimbra Litoral Centro Vale do Tejo Oeste 1.º trimestre 2.º trimestre 3.º trimestre 4.º trimestre Grande Lisboa Península de Setúbal Alentejo Algarve EDP Distribuição Continuidade de serviço Fonte: EDP Distribuição A EDP Distribuição disponibiliza, desde 2, informação sobre continuidade de serviço, desagregada para cada uma das 14 áreas em que se subdividem territorialmente as suas redes (Áreas de Rede) com base nos seguintes indicadores gerais de qualidade de serviço: Redes de MT Tempo de interrupção equivalente da potência instalada - TIEPI (h/ano). Frequência média de interrupções do sistema - SAIFI MT. Duração média das interrupções do sistema - SAIDI MT (minutos). Redes de BT Frequência média de interrupções do sistema - SAIFI BT. Duração média das interrupções do sistema - SAIDI BT (minutos). Para cada uma das 14 Áreas de Rede, a informação encontra-se discriminada por trimestre. Os indicadores foram calculados considerando todas as ocorrências acidentais e previstas com duração superior a 3 minutos. Por observação da figura verifica-se que a Área de Rede Grande Lisboa se destaca pelos baixos valores de TIEPI. Por seu turno, a Área de Rede Vale do Tejo destaca-se pelos elevados valores do TIEPI. Frequência Média de Interrupção do Sistema - SAIFI O SAIFI é o indicador geral de qualidade de serviço que permite avaliar a frequência média de ocorrência de interrupções na rede de distribuição, em MT ou BT, atendendo, respectivamente, ao número total de interrupções verificadas e ao número total de pontos de entrega em MT e BT. A figura que se segue apresenta os valores do SAIFI MT por Área de Rede e para a totalidade da EDP Distribuição. Tempo de Interrupção Equivalente da Potência Instalada - TIEPI O indicador TIEPI fornece indicação da duração da interrupção da potência instalada nos postos de transformação de serviço público (pertencentes à EDP Distribuição) e particulares (pertencentes a clientes) equivalente à totalidade das interrupções registadas na rede de distribuição de MT. Os valores do TIEPI registados em cada uma das Áreas de Rede e para a totalidade das redes da EDP Distribuição são representados na Figura

111 Figura Valores do SAIFI MT no ano 21 discriminados por Área de Rede Verifica-se que os valores do SAIFI BT registados em cada uma das Áreas de Rede são muito variáveis, destacando-se, no entanto, a Área de Rede Grande Porto e Grande Lisboa pelos baixos valores de SAIFI BT e a Área de Rede Vale do Tejo pelos elevados valores de SAIFI BT. Duração Média das Interrupções do Sistema - SAIDI O SAIDI é o indicador geral de qualidade de serviço que permite avaliar a duração média das interrupções na rede de distribuição, em MT ou BT, atendendo respectivamente, à duração total das interrupções verificadas e ao número total de clientes em MT e BT. A figura que se segue permite analisar o desempenho das diversas Áreas de Rede e da totalidade das redes da EDP Distribuição em termos de SAIDI MT. Minho Trás-os-Montes Ave-Sousa Grande Porto Beira Litoral Beira Interior Coimbra Litoral Centro Vale do Tejo Oeste Grande Lisboa Península de Setúbal Alentejo Algarve EDP Distribuição Figura Valores do SAIDI MT no ano 21 discriminados por Área de Rede minutos 1.º trimestre 2.º trimestre 3.º trimestre 4.º trimestre 12 Fonte: EDP Distribuição 1 Por observação da figura anterior verifica-se que as Áreas de Rede Grande Porto e Grande Lisboa se destacam pelos baixos valores de SAIFI MT e a Área de Rede Vale do Tejo pelos elevados valores do SAIFI MT. Na figura que se segue são apresentados os valores do SAIFI BT por Área de Rede Figura 3-14 Valores do SAIFI BT no ano 21 discriminados por Área de Rede Minho Trás-os-Montes Ave-Sousa Grande Porto Beira Litoral Beira Interior Coimbra Litoral Centro Vale do Tejo Oeste 1.º trimestre 2.º trimestre 3.º trimestre 4.º trimestre Grande Lisboa Península de Setúbal Alentejo Algarve EDP Distribuição 11 1 Fonte: EDP Distribuição Das 14 Áreas de Rede existentes, a Área de Rede Vale do Tejo apresentou o valor anual de SAIDI MT mais elevado, enquanto que as Áreas de Rede Grande Porto e Grande Lisboa registaram os valores de SAIDI MT mais baixos. A avaliação do desempenho de cada uma das Áreas de Rede e da EDP Distribuição Minho Trás-os-Montes Ave-Sousa Grande Porto Beira Litoral Beira Interior Coimbra Litoral Centro Vale do Tejo Oeste Grande Lisboa Península de Setúbal Alentejo Algarve EDP Distribuição em função do SAIDI BT apresenta-se na figura seguinte. 1.º trimestre 2.º trimestre 3.º trimestre 4.º trimestre Fonte: EDP Distribuição

112 Figura Valores do SAIDI BT no ano 21 discriminados por Área de Rede Relativamente ao desempenho das diferentes Áreas de Rede, os indicadores variaram entre os seguintes valores anuais: 12 1 minutos Quadro 3-14 Variação dos indicadores de continuidade de serviço por Área de Rede em 2 e Minho Trás-os-Montes Ave-Sousa Grande Porto Beira Litoral Beira Interior Coimbra Litoral Centro Vale do Tejo Oeste 1.º trimestre 2.º trimestre 3.º trimestre 4.º trimestre Fonte: EDP Distribuição Grande Lisboa Península de Setúbal Alentejo Algarve EDP Distribuição Indicador Ano 2 21 TIEPI (minutos) Máx. 933,6 Vale do Tejo 924,7 Vale do Tejo Mín. 257,5 Grande Lisboa 21,6 Grande Lisboa SAIFI MT (interrupções/pde) Máx. 15,8 Oeste 16,2 Vale do Tejo Mín. 3,6 Grande Lisboa 2,8 Grande Porto SAIFI BT (interrupções/cliente) Máx. 16,3 Vale do Tejo 15,1 Vale do Tejo Mín. 4,7 Algarve 3, Grande Porto SAIDI MT (minutos) Máx. 1385,1 Oeste 1 146,5 Vale do Tejo Mín. 266,3 Grande Lisboa 249,2 Grande Lisboa SAIDI BT (minutos) Máx , Ave / Sousa 1 89,5 Vale do Tejo Mín. 343,6 Grande Lisboa 227,4 Grande Porto Fonte: EDP Distribuição Tal como verificado para o SAIDI MT, a Área de Rede Vale do Tejo apresentou o valor anual de SAIDI BT mais elevado, enquanto que as Áreas de Rede Grande Porto e Grande Lisboa registaram os valores de SAIDI MT mais baixos. Síntese dos valores dos indicadores de continuidade de serviço em 2 e 21 De seguida é efectuada a caracterização do desempenho da totalidade da rede de distribuição da EDP Distribuição em 2 e 21. O Quadro 3-13 apresenta os valores anuais de 2 e 21 para os cinco indicadores de continuidade de serviço. Quadro 3-13 Indicadores de continuidade de serviço em 2 e 21 Indicador Ano 2 21 TIEPI (minutos) 637,9 455,7 SAIFI MT (interrupções/pde) 9,4 9,2 SAIFI BT (interrupções/cliente) 9, 7,8 SAIDI MT (minutos) 819,5 674,9 SAIDI BT (minutos) 787,9 588,1 Fonte: EDP Distribuição Por observação do quadro anterior verifica-se que o ano de 21 apresentou uma melhoria da qualidade de serviço relativamente ao ano anterior. Por análise do quadro anterior verifica-se que, com excepção do valor máximo de SAIFI MT, para a totalidade da rede de distribuição, o ano 21 registou um melhor desempenho relativamente a 2. Em relação às Áreas de Rede onde se registaram os valores limite é de salientar o facto de em 2, os valores mínimos mais favoráveis de todos os indicadores se verificarem na Área de Rede de Lisboa e em 21, os valores máximos menos favoráveis de todos os indicadores se verificarem na área de Rede Vale do Tejo. O quadro que se segue apresenta a caracterização da rede de distribuição da EDP Distribuição por zonas geográficas, zonas definidas de acordo com o número de clientes por localidade, no ano de 2 e 21. Para esta análise, os valores apresentados foram apurados considerando as interrupções longas (interrupções com duração superior a 3 minutos), com exclusão das interrupções devidas a casos fortuitos ou de força maior. Quadro 3-15 Indicadores de continuidade de serviço por zona geográfica Indicador Ano 2 21 Zona geográfica Zona geográfica A B C A B C TIEPI (minutos) n.d. n.d. n.d. 99,4 216,3 48,4 SAIFI MT (interrupções/pde) 4,1 7,5 1,5 2,3 5,1 8,4 SAIFI BT (interrupções/cliente) 4,3 6,9 1,6 2,5 4,4 8,4 SAIDI MT (minutos) SAIDI BT (minutos) Fonte: EDP Distribuição

113 Por observação do quadro anterior verifica-se que 21 apresenta melhores resultados para todos os indicadores e zonas geográficas relativamente a Qualidade da onda de tensão Durante o ano de 21, a EDP Distribuição procedeu à caracterização da qualidade da onda de tensão de acordo com o Plano de Monitorização da Qualidade e Continuidade da Onda de Tensão nas redes da EDP Distribuição para 21. O plano referido foi desenvolvido em dois sub-planos designados por Plano Principal e Plano Complementar. O Plano Principal foi concebido e realizado em articulação com a REN, por forma a assegurar que, durante os períodos de medição e monitorização de pontos contíguos da rede (injectores a 6 kv da REN, SE de AT/MT e Quadros Gerais de BT dos PT da EDP Distribuição) fosse possível analisar a propagação das perturbações eléctricas. O Plano Complementar teve por objectivo efectuar, conjuntamente com o Plano Principal, uma cobertura integral do país, i.e., efectuar pelo menos uma medição de um PT em cada concelho do país. As medições efectuadas obedeceram ao estabelecido no RQS e na norma NP 5 16, tendo sido monitorizadas as seguintes características: Tensão eficaz. Distorção harmónica. Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões. Tremulação (flicker) de curta duração (Pst) e longa duração (Plt). Cavas de tensão. Oscilações de curta duração. Sobretensões. Sub-tensões. O Plano Principal, que decorreu entre 19 de Março e 24 de Dezembro de 21, atingiu um grau de realização de 98,3%, englobando 129 acções de monitorização em barramentos de SE de AT/MT e 378 acções de monitorização nos quadros gerais de BT dos PT directamente alimentados pelas saídas de MT das subestações referidas Qualidade de Serviço Comercial A qualidade de serviço comercial está associada ao nível de atendimento de que beneficiam os clientes, no seu relacionamento comercial, por parte das empresas de distribuição. A caracterização da qualidade de serviço comercial depende, de forma muito significativa, da existência e da qualidade da informação disponibilizada pelas empresas de distribuição. Existem, neste âmbito, algumas dificuldades que a aprovação do Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS) atenuou, mas não eliminou por completo. O RQS estabelece um conjunto de indicadores gerais para o relacionamento comercial, apresentados no Quadro 3-16, que devem orientar a actuação dos distribuidores vinculados ao cumprimento anual de níveis mínimos de qualidade de serviço comercial. Adicionalmente, são impostas aos distribuidores vinculados regras especiais a observar no relacionamento com clientes com necessidades especiais. Quadro 3-16 Indicadores Gerais de Qualidade de Serviço Comercial e respectivos Padrões Indicadores gerais de qualidade de serviço Padrões (em %) Orçamentos de ramais e chegadas de BT elaborados no prazo máximo de 2 dias úteis 95 Ramais e chegadas de BT executados no prazo máximo de 3 dias úteis 95 Ligações à rede de instalações de BT executadas no prazo máximo de 2 dias úteis, após a celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica 9 Atendimentos com tempos de espera até 3 minutos nos centros de atendimento 9 Atendimentos com tempos de espera até 6 segundos no atendimento telefónico centralizado 75 Clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais 8 Reclamações apreciadas e respondidas até 2 dias úteis 95 Pedidos de informação, apresentados por escrito, respondidos até 2 dias úteis 9 Clientes de BT cujo contador tenha sido objecto de pelo menos uma leitura, durante o último ano civil 98 Os indicadores individuais de qualidade de serviço e respectivos padrões, apresentados no Quadro 3-17, cobrem serviços para os quais existe a obrigação, por parte dos distribuidores vinculados, de assegurar individualmente a cada cliente níveis mínimos de qualidade de serviço, conferindo a estes o direito de solicitar o pagamento de uma compensação ao distribuidor vinculado, em caso de incumprimento do padrão estabelecido. Até à data de publicação deste documento não se encontravam disponíveis os resultados das acções de monitorização da onda de tensão efectuadas no âmbito do Plano Principal. O Plano Complementar terminou com um grau de realização de 99,3%, com a monitorização de 276 PT dos 278 inicialmente previstos. Aquando da publicação deste documento tinham sido analisados os resultados de 217 acções de monitorização, correspondendo a 79% do número total de acções de monitorização realizadas

114 Quadro 3-17 Indicadores Individuais e Padrões de Qualidade de Serviço Comercial Figura Atendimento telefónico Tempos médios de espera Indicadores individuais Visitas às instalações dos clientes Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de avaria na sua alimentação individual de energia eléctrica Retoma do fornecimento de energia eléctrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente Tratamento de reclamações relativas a facturação ou cobrança Tratamento de reclamações relativas às características técnicas da tensão Tratamento de reclamações relativas ao funcionamento do equipamento de contagem Padrões Cumprimento do intervalo de 3 horas combinado para a realização da visita Início da intervenção nos seguintes prazos máximos: Clientes de BT zonas A e B quatro horas; zonas C cinco horas Restantes clientes - quatro horas Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos: Até às 17 horas do dia útil seguinte àquele em que se verificou a regularização da situação, para clientes de BT No período de oito horas, a contar do momento de regularização da situação, para os restantes clientes No prazo máximo de 2 dias úteis: Comunicação da apreciação da reclamação ou da decisão de suspender o prazo de pagamento da factura Proposta de realização de uma reunião destinada a promover o esclarecimento do assunto Resposta ou visita às instalações do cliente, no prazo máximo de 2 dias úteis Visita às instalações do cliente no prazo máximo de 2 dias úteis Segundos Segundos Chamadas com tempo de espera superior a 12s % % 3.9% 2.3% Jan.-Mar. Abr.-Jun. Jul.-Set. Out.-Dez. Chamadas com tempo de espera superior a 12s % 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 8% 7% 6% A informação sobre o desempenho do serviço de atendimento telefónico, mencionado no próprio RQS como um dos meios para proporcionar aos interessados o acesso fácil e cómodo à informação e aos serviços disponíveis, diz respeito apenas aos últimos três meses do ano 2. A comparação dos dados referentes a 1998 (última informação disponível sobre os tempos de espera no serviço de atendimento telefónico e em base trimestral) com os valores dos meses de Outubro, Novembro e Dezembro de 2, tornam evidente uma degradação das condições em que é efectuado o atendimento telefónico dos clientes de BT. Se em 1998 os tempos médios de espera no atendimento telefónico não excederam os 3 segundos, no último mês de 2 verificou-se um tempo médio de atendimento próximo dos 6 minutos % % 4% 39.3% 3% 2% 1% % Outubro Novembro Dezembro Fonte: EDP Distribuição A percentagem de chamadas com tempo de espera superiores a 12 segundos apresenta, de igual forma, uma evolução negativa em 2 face a A informação acerca da apresentação de reclamações, durante o ano de 2, evidencia um decréscimo no número de reclamações apresentadas pelos clientes de energia eléctrica, sendo os dois últimos trimestres de 2 aqueles em que se registaram os menores valores absolutos de reclamações entre 1997 e 2, verificando- -se que, desde 1998, a maior frequência de reclamações ocorre durante o primeiro trimestre do ano

115 Figura Reclamações Evolução trimestral Como se pode observar na Figura 3-146, o número total de reclamações apresentadas em 2 ultrapassou ligeiramente as 2 mil, o que se traduziu numa redução N.º de reclamações (em milhares) 54,5 54,5 53,1 58,6 74,3 61,1 55,8 57,3 58,1 54,2 51,6 5,6 56,6 51,4 48,8 44,9 de cerca de 19% entre 1998 e 2. Idêntica evolução registou o número de reclamações por cada 1 clientes de BT, que evoluiu de 4,84 em 1998, para 3,74 no ano 2. Figura Reclamações Evolução anual em números absolutos e relativos por cada 1 clientes em BT N.º de reclamações (em milhares) º T 2º T 3º T 4º T Fonte: EDP Distribuição º T 2º T 3º T 4º T º T 2º T 3º T 4º T 2 1º T 2º T 3º T 4º T A decomposição da informação sobre o número de reclamações, com base nos 15 3 principais motivos que as originaram, evidencia claramente que o principal motivo de 1 2 reclamação se prende com o alegado excesso de consumo facturado aos clientes. Problemas relacionados com a facturação e a cobrança surgem como o segundo 5 1 motivo de reclamação, enquanto que os eventuais erros de leitura são a terceira fonte de reclamações mais importante. A evolução registada entre 1998 e 2 reforça a ideia de decréscimo do número total de reclamações em 2, face ao biénio anterior, embora demonstre, de igual forma, que as reclamações relativas a eventuais Reclamações (total) Reclamações/1 clientes erros de leitura tiveram uma evolução contrária às restantes reclamações acréscimo de 27,8% entre 1998 e 2, face a um decréscimo médio de cerca de 22% de Fonte: EDP Distribuição; ERSE todas as restantes reclamações. 3 Figura Reclamações Decomposição em principais motivos A evolução do número de facturas corrigidas, apresentada na Figura 3-147, é semelhante à que se registou para o número total de reclamações. O ano de 2 é aquele que, no quadriénio , apresenta os valores mais baixos para o número de facturas corrigidas, quer em termos absolutos, quer ainda em número relativo por cada 1 clientes cerca de 3,4 facturas corrigidas por cada 1 clientes em BT. Esta evolução, similar entre reclamações apresentadas e facturas corrigidas, é consistente com o facto de os principais motivos de apresentação de reclamações serem aqueles que tipicamente dão origem à correcção de facturas emitidas excesso de consumo, erro de leitura e processo de facturação e cobrança Excesso Consumo Erro Leitura Facturação/Cobrança Outros motivos Fonte: EDP Distribuição

116 Figura Facturas Corrigidas Evolução anual em números absolutos e relativos por cada 1 clientes em BT A Figura permite observar idêntica evolução em termos de leituras por cliente, tendo-se verificado um crescimento médio anual deste indicador entre 1998 e 2 de 2,1%. N.º Facturas Corrigidas (em milhares) N.º Facturas Corrigidas por 1 clientes Figura Leituras reais em BT 225,7 4.5 Evolução anual em números absolutos e relativos por cada cliente , , , N.º de leituras BT (em milhares) N.º de leituras BT por cliente Facturas corrigidas Fact. corrig./1 clientes Fonte: EDP Distribuição O número de leituras reais realizadas pela EDP Distribuição aos contadores dos seus clientes em BT é outro dos critérios que tem sido utilizado para avaliar a qualidade de serviço comercial. A evolução trimestral do número de leituras reais realizadas em BT, apresentada na Figura 3-148, evidencia o seu aumento sustentado, tendo-se verificado em 2 os valores trimestrais mais elevados do triénio Figura Leituras reais em BT - Evolução trimestral N.º de leituras em BT (em milhares) Leituras Totais BT Leituras BT/cliente Fonte: EDP Distribuição Por fim, refira-se que, embora não sendo uma medida directa de qualidade de serviço comercial de que beneficiam os clientes de energia eléctrica, a evolução do número de suspensões de fornecimento originadas pela falta de pagamento das facturas de energia eléctrica registou, entre 1998 e 2, um aumento significativo, que pode vir a traduzir-se num acréscimo de trabalho e processamento administrativos com eventuais reflexos na qualidade comercial oferecida pelos distribuidores vinculados º T 2º T 3º T 4º T º T 2º T 3º T 4º T 2 1º T 2º T 3º T 4º T Fonte: EDP Distribuição

117 Figura 3-15 Suspensões de fornecimento por falta de pagamento Evolução anual em números absolutos e relativos por cada 1 clientes N.º de suspensões de fornecimento (em milhares) N.º de suspensões de fornecimento por 1 clientes Com o intuito de obter informação acerca de matérias consideradas de grande relevância, o Inquérito continha um conjunto de seis afirmações, sobre as quais o consumidor empresarial de energia eléctrica expressou o seu grau de concordância com as ideias que lhe estavam subjacentes Na Figura 3-151, apresenta-se a forma como os consumidores empresariais de energia eléctrica responderam às questões referidas. Figura Preço, Qualidade de Serviço, Padrões, Compensações e Interrupções Questão 1 Questão % 3.9% 9.4%.3% 1.1% 1.1% 45.3% 21.8% 85.3% 7.4% Suspensões de fornecimento Suspensões/1 clientes Fonte: EDP Distribuição Questão 3 Questão 4 11.% 4.4% 1.3% 2.4% 8.9% 89.4% 6.9% 1.9%.3% 1.5% Inquérito à qualidade de serviço dos consumidores A ERSE, em conjunto com entidades representativas de diversos sectores de actividade económica, promoveu durante o último trimestre de 2 a realização de um inquérito a consumidores empresariais de energia eléctrica. Convirá relembrar que este estudo, apesar das vantagens associadas ao levantamento de informação que escasseava e de ter contribuído para um maior envolvimento dos consumidores nas questões do sector eléctrico, não transmite um retrato da situação actual da qualidade de serviço a consumidores empresariais, mas sim a percepção que estes têm acerca das questões em apreço. A ficha técnica do inquérito promovido pela ERSE foi a seguinte: Inquérito realizado entre Outubro e Dezembro de 2. O universo é constituído por consumidores empresariais de energia eléctrica com instalação ou instalações de consumo situadas no território nacional continental. 94.% Questão 5 Questão 6 3.5% 1.3% 5.1% 3.% 4.9%.3% 8.7%.9% 78.2% Contactadas 3 instalações consumidoras, com distribuição do texto assegurada por via indirecta através de 79 associações empresariais. A recolha de informação foi efectuada mediante preenchimento de formulário próprio para o efeito, com envio directo à ERSE. Foram obtidas 1224 respostas. O erro de amostragem, para um intervalo de confiança de 95%, é de [- 3,3%; +3,3%]. Acordo total Indiferente Desacordo total Acordo Desacordo Questões Questão 1 - É aceitável redução da qualidade de serviço em troca de redução do preço. Questão 2 - Deverão existir padrões mínimos de qualidade. Questão 3 - Os consumidores deverão ser compensados pelo não cumprimento dos padrões de qualidade. Questão 4 - O pagamento das compensações deverá ser automático. Questão 5 - As compensações são um bom estímulo às empresas para melhorar qualidade de serviço. Questão 6 - Seria preferível mais interrupções curtas em vez de menos interrupções longas

118 Como se pode verificar da análise da Figura 3-151, os consumidores de energia eléctrica expressaram a sua concordância com: A existência de padrões mínimos de qualidade de serviço (Questão 2 na figura 94% de acordo total). A compensação pelo não cumprimento de padrões mínimos de qualidade (Questão 3 na figura 89,4% de acordo total). Figura Importância da Qualidade de Serviço Fornecimento sem interrupções.8%.1% 1.7% 88.4% O pagamento automático das compensações por incumprimento dos padrões mínimos de qualidade (Questão 4 na figura 8,9% de acordo total). O facto de as próprias compensações serem um bom estímulo às empresas de distribuição para melhorarem a qualidade de serviço do fornecimento de energia eléctrica (Questão 5 na figura 85,3% de acordo total). As duas restantes questões, abrangidas pela mesma figura, têm sentidos de resposta diferentes entre si e distintos das quatro já focadas anteriormente. Assim, a afirmação que sugere a possibilidade de haver como que uma troca de qualidade por preço, ou seja, a possibilidade de ocorrer uma redução da qualidade de serviço se acompanhada de uma quebra de preço, merece das instalações consumidoras contactadas uma larga margem de desacordo (Questão 1 na figura 78,2% de desacordo total). Este facto parece indiciar que, ainda que a troco de um eventual desconto no preço da energia eléctrica, os consumidores empresariais não estão dispostos a ver diminuídos os actuais níveis de qualidade de serviço. Por fim, em relação à composição das interrupções de fornecimento em função da duração e frequência, o padrão de respostas obtido não permite identificar uma tendência clara. Deste modo, parece haver quase metade (45,3%) dos consumidores empresariais a manifestarem total desacordo com a preferência por interrupções mais curtas e mais frequentes. Estes consumidores parecem assim preferir interrupções mais longas e menos frequentes por oposição às primeiras. No extremo oposto, em acordo total com a preferência por interrupções mais curtas e mais frequentes, encontraram-se 15,5% das instalações consumidoras que responderam ao Inquérito. De referir que 21,8% das instalações expressaram indiferença entre interrupções mais curtas e mais frequentes por contraposição a interrupções mais longas mas menos frequentes. A qualidade de serviço, quando analisada em termos globais ou nos seus aspectos parcelares relacionados com a continuidade e qualidade da onda de tensão, merece dos consumidores empresariais uma significativa atenção, como resulta da análise da Figura Fornecimento sem perturbações da onda 2.2%.8% 26.8%.% 7.2% Qualidade Serviço (Global).9% 24.9% 74.2% Muito importante Importante Moderadamente importante Pouco importante Nada importante Na realidade, 74,2% das instalações consumidoras contactadas por este Inquérito consideraram a qualidade de serviço muito importante, tendo atribuído igual importância, em 88,4% e 7,2% dos casos a, respectivamente, um fornecimento de energia eléctrica sem interrupções e isento de perturbações na onda de tensão. Desta informação pode, de alguma forma, inferir-se uma maior sensibilidade dos consumidores empresariais em relação à continuidade de fornecimento em detrimento da qualidade da onda de tensão. Como resulta da análise da figura seguinte, uma parte significativa (48,4%) das instalações consumidoras que responderam ao Inquérito, qualificou de razoáveis os actuais níveis de qualidade de serviço, merecendo inclusivamente, em 38,7% dos casos, uma apreciação mais favorável boa para 37,2% e muito boa para 1,5% dos casos. O conjunto de consumidores insatisfeitos com os índices de qualidade de serviço actuais totalizam 12,9% da base de empresas contactadas 1,1% a classificarem a qualidade de serviço como má e 2,8% como muito má

119 Figura Avaliação Global da Qualidade de Serviço Somente cerca de 25% dos consumidores empresariais de energia eléctrica possui forma concreta de avaliar os custos em que incorre com falhas de qualidade de serviço. Razoável 48.4% Má 1.1% Muito má Muito boa 2.8% 1.5% Boa 37.2% A regulação da qualidade de serviço assente na existência de padrões mínimos, de compensações aos consumidores pela sua não verificação, no pagamento automático das referidas compensações, parece reunir a concordância de uma larga maioria (acima de 8%) dos consumidores empresariais, que consideram ainda que este tipo de abordagem (existência de padrões e compensações) parece constituir um bom incentivo às empresas de distribuição para a melhoria da qualidade de serviço. A avaliação da qualidade de serviço, quer em termos de importância que lhe é conferida, quer quanto à avaliação da situação actual, não apresenta diferenças significativas em função da localização geográfica no território nacional continental, do nível de tensão e dos consumos. Os consumidores empresariais de energia eléctrica, de uma forma genérica, apresentaram pouca disponibilidade para pagar valores mais elevados na sua factura de energia eléctrica por incrementos de qualidade de serviço. Quase 9 em cada 1 instalações consumidoras contactadas manifestaram-se no sentido de não tolerar acréscimos de valor na sua factura de energia eléctrica em troca de níveis superiores de qualidade de serviço. Dos restantes consumidores empresariais, que manifestaram alguma abertura para pagamentos extra, 8% vincaram a sua disponibilidade para aceitar incrementos que não excedessem os 2,5% da factura de energia eléctrica e somente 2% estariam na disposição de ir além desse acréscimo. Em conclusão, a qualidade de serviço parece revestir-se, para os consumidores empresariais de energia eléctrica, de importância significativa. Esse facto está particularmente evidente na forma como a importância de cada uma das vertentes essenciais da qualidade de serviço no sector eléctrico e da qualidade como um todo, foram avaliadas. As questões da qualidade de serviço têm vindo a suscitar crescente atenção por parte de sectores cada vez mais alargados da sociedade e da economia. O sector eléctrico não foge a esta regra. Seguidamente são apresentadas as principais conclusões que resultaram da análise dos resultados do Inquérito: Parece não ser claro para todos os consumidores empresariais de energia eléctrica que possa haver uma relação entre a qualidade de serviço de que beneficiam ou poderiam beneficiar e o preço da própria energia eléctrica. De uma forma genérica, os aspectos relacionados com a qualidade de serviço na vertente do relacionamento comercial merecem dos consumidores empresariais uma apreciação globalmente positiva. A avaliação que é feita dos actuais níveis de qualidade de serviço, ponderando todos os aspectos, parece ser, de alguma forma, contraditória com a avaliação individual que se faz das três vertentes da qualidade de serviço. Na realidade, muito embora haja uma tendência para enfatizar a ocorrência de interrupções de fornecimento e de perturbações na onda de tensão e seus respectivos reflexos, os consumidores empresariais tendem a avaliar de forma globalmente positiva o panorama actual da qualidade de serviço em Portugal Continental. Algumas das contradições de resposta, detectadas neste Inquérito, podem suscitar a questão da existência de eventuais lacunas de informação em matéria de qualidade de serviço, que permita, aos consumidores de energia eléctrica, explicitar de forma mais consistente as suas preocupações e preferências neste domínio. A eventual falha de informação que atrás se referencia pode ser demonstrada pela fraca percentagem de consumidores empresariais de energia eléctrica que conhece a existência e conteúdo do RQS. É reduzido o número de instalações consumidoras que possui equipamentos de monitorização da qualidade de serviço no fornecimento de energia eléctrica (menos de 1% dos consumidores empresariais abrangidos por este Inquérito referiram a existência deste tipo de equipamentos). Os consumidores empresariais parecem estar mais sensibilizados para a continuidade do fornecimento do que para a qualidade da onda de tensão

120 Figura Conhecimento do RQS 3.5 Consumo Sim 14.6% Não 85.4% Perspectiva energética Caracterização das formas de abastecimento do consumo de energia eléctrica Para caracterizar os fluxos físicos e económico-financeiros que configuram o consumo de energia eléctrica no SEN, torna-se necessário considerar separadamente o consumo do SEP, o consumo do mercado liberalizado (SENV) e o autoconsumo. A análise detalhada da evolução de cada uma das modalidades de abastecimento de consumo referidas será desenvolvida nos pontos subsequentes deste capítulo. Na Figura apresenta-se, para o período de 1985 a 2, o consumo total de energia eléctrica no Continente, repartido por consumo abastecido pelas redes do SEP (consumo SEP) e autoconsumo. Embora a publicação do RQS seja da responsabilidade da DGE, a fiscalização do seu cumprimento é uma competência atribuída à ERSE. A importância que é conferida ao papel que a ERSE desempenha no Sector Eléctrico Nacional (SEN), parece ser reconhecidamente relevante para os consumidores empresariais de energia eléctrica. Figura Importância da ERSE no contexto do Sector Eléctrico 4 35 Da análise da figura, verifica-se um aumento do peso do autoconsumo no consumo total, atingindo, em 2, cerca de 9%. Figura Consumo de electricidade no Continente TWh Moderadamente importante 7.3% Pouco importante Nada importante 1.6%.6% Muito importante 42.6% Importante 47.9% Consumo SEP Autoconsumo 1% 8% Uma maioria substancial das instalações consumidoras de energia eléctrica abrangidas por este Inquérito (9,5%), considera que o papel da ERSE no sector eléctrico é importante (47,9%) ou mesmo muito importante (42,6%). O documento que apresenta a informação recolhida com o Inquérito de Qualidade de Serviço a Consumidores Empresariais está disponível na página da ERSE na Internet. 6% 4% 2% % Peso do autoconsumo no consumo total do Continente Fonte: DGE

121 Caracterização técnico-económica do consumo de energia eléctrica Estrutura do Consumo de Energia eléctrica A desagregação do consumo de energia eléctrica no continente por sector de actividade económica, entre 1978 e 2, que se apresenta na Figura 3-157, evidencia que a Indústria continua a absorver uma parte significativa do consumo total (cerca de 42%), embora o seu peso relativo tenha vindo a decrescer em consequência de um crescimento médio anual mais lento neste sector (3,7%) do que o verificado no total do consumo (5,3%). O sector Serviços, em contrapartida, com uma taxa média de crescimento anual de 8,3% no período em análise, viu o seu peso relativo passar de 16% em 1978 para cerca de 3% em 2, reflectindo a terciarização da economia. O sector Doméstico apresentou em termos médios um crescimento ligeiramente superior ao do total do consumo, no período em análise. Contudo, no último quinquénio (1995/2) apresentou uma taxa de crescimento média anual de 5,8%, valor ligeiramente inferior à taxa média de crescimento verificada para o consumo total (5,9%). Figura Evolução do consumo de energia eléctrica por sector de actividade A análise dos consumos por nível de tensão (Figura 3-158) permite concluir que a estrutura de consumos tem-se mantido estável ao longo do período de 1993 a 2, com os consumos em baixa tensão (BTE, BTN e IP) a representarem mais de 53% do total dos consumos. Dentro dos consumos em baixa tensão, destacam-se os consumos em BTE que apresentam no período em análise uma taxa média de crescimento de 8,3% ao ano, valor superior em cerca de 3 pontos percentuais ao da taxa média anual dos consumos totais. Figura Evolução do consumo de energia eléctrica por nível de tensão TWh TWh Taxa de variação média anual MAT AT MT BTE BTN IP Total % 3.6% 5.% 8.3% 5.5% 5.5% 5.2% 8 6 1% 4 2 8% Taxa de variação média anual Agricultura Indústria Transportes Serviços Doméstico Total % 3.7% 2.% 8.3% 5.9% 5.3% 6% 4% 1% 2% 8% 6% % % 2% MAT AT MT BTE BTN IP Fonte: EDP % Agricultura Indústria Transportes Serviços Doméstico Fonte: DGE

122 Caracterização regional do consumo de energia eléctrica Apresenta-se na Figura a repartição territorial do consumo de energia eléctrica de Portugal Continental segundo as áreas de rede de Distribuição. Verifica-se que mais de 7% da população está concentrada no litoral, que representa cerca de 3% da área de Portugal Continental. Figura Distribuição do consumo, por concelho e população e área territorial por área de rede Consumos de Energia Eléctrica em 2 (GWh) 1% 9% 8% 7% Figura 3-16 Concentração do consumo e do número de consumidores em 2 6% População (censos 21) 5% Alentejo 4% Trás-os-Montes 4% Vale do Tejo 5% Beira Interior 4% Algarve 4% Grande Lisboa 15% Grande Porto 12% Ave/ Sousa 1% 4% 3% 2% 1% Litoral Centro 5% Coimbra/ Lousã 6% Oeste 7% P. de Setúbal 7% Minho 8% Beira Litoral 9% % % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% Concelhos < 2 [2, 5[ Fonte: INE [5, 1[ [1, 2[ [2, 5[ [5, 1 [ [1, 2 [ 2 Ave/Sousa 4% Litoral Centro 4% Minho 4% Algarve 6% Beira Litoral 6% Coimbra/ Lousã 7% Alentejo 24% Vale do Tejo 13% Trás-os-Montes 13% Beira Interior 13% A Figura 3-16 mostra a concentração do consumo final e do número de consumidores pelos 278 concelhos do Continente Oeste 2% Área territorial km 2 Consumo Nº. de Consumidores P.Setúbal 2% G. Porto 1% G. Lisboa 1% Fonte: DGE Conforme se pode verificar, a concentração de consumos é maior do que a do número de consumidores. Assim, enquanto que os fornecimentos a 15% dos concelhos representa cerca de 67% do consumo total do continente, a mesma percentagem de concelhos (mas não o mesmo conjunto de concelhos) representa cerca de 55% do número total de consumidores. Na Figura encontra-se representado o consumo médio de energia eléctrica por cliente, por área de rede, para o ano de 2. Verifica-se que as áreas de rede que abrangem os concelhos situados no litoral são as que apresentam um consumo unitário superior à média do continente (o Algarve é uma excepção, nomeadamente devido à sazonalidade dos consumos) e que as áreas de rede que abrangem concelhos do interior norte e centro apresentam consumos por cliente bastante inferiores à média do continente

123 Figura Consumo médio por cliente por área de rede em 2 MWh Na Figura encontra-se representada para 199 e 2 a repartição do consumo, entre o que é alimentado através das redes do SEP e o autoconsumo, e a repartição destas formas de abastecimento do consumo por área de rede. Verifica-se, no período em análise, um aumento considerável do autoconsumo com um crescimento médio anual de 9,6%, contra os 4,6% do consumo abastecido pela rede do SEP. Durante esta década, a repartição do consumo por área de rede pouco se alterou, sendo de registar, no entanto, um crescimento mais acelerado nas áreas de rede Algarve (6,2% ao ano), Minho (6,7% ao ano) e Vale do Tejo (6,9% ao ano), em relação às restantes regiões. A taxa de crescimento média anual global do continente foi de 5,%. 4 Da análise da figura, verifica-se que, por um lado, o autoconsumo é quase nulo nas 3 áreas de rede: Algarve, Litoral Centro e Trás-os-Montes e, por outro, as áreas de 2 rede Alentejo e Coimbra/Lousã são as áreas onde o autoconsumo tem maior peso, 1 Grande Porto Ave / Sousa Média (6,4 MWh) Beira Litoral Litoral Centro Oeste Penín. de Setúbal Grande Lisboa Vale do Tejo Coimbra / Lousã Alentejo Minho Algarve Beira Interior Trás-os-Montes consequência da localização de unidades industriais com produção própria de energia eléctrica. Na área de rede Ave/Sousa, o autoconsumo cresceu em média 3% ao ano nesta última década, passando esta área de rede a representar em 2 cerca de 12% do autoconsumo total, enquanto que em 199 o seu peso era de 2%. Fonte: DGE, INE Da análise da Figura 3-162, salienta-se o consumo Doméstico per capita da área de rede do Algarve como consequência do consumo da população não residente. Figura Consumo doméstico per capita, por área de rede, em MWh Grande Porto Algarve Grande Lisboa Média (,98 MWh) Penín. de Setúbal Litoral Centro Coimbra / Lousã Vale do Tejo Alentejo Beira Litoral Beira Interior Oeste Minho Ave / Sousa Trás-os-Montes Fonte: DGE

124 Figura Estrutura do consumo de energia eléctrica As figuras seguintes permitem comparar a estrutura do consumo de energia eléctrica em cada sector de actividade, por área de rede, para os anos 199 e 2, podendo verificar-se que: 199 (23,3 TWh) Autoconsumo (1,4 TWh) 6% Consumos do SEP (21,9 TWh) 94% 2 (37,9 TWh) Autoconsumo (3,5 TWh) 9% Consumos do SEP (34,4 TWh) 91% As estruturas do consumo dos sectores Indústria e Doméstico, por área de rede, pouco se alteraram. O consumo do sector Transportes encontra-se concentrado essencialmente no litoral, nas áreas de rede Grande Lisboa, Oeste e Vale do Tejo, as quais no seu conjunto abrangem cerca de 65% do total do consumo neste sector. Grande Lisboa e Grande Porto absorvem mais de 4% do consumo total dos Serviços. Vale do Tejo 5% Litoral Centro 6% Algarve 4% Alentejo 5% Minho 4% Beira Interior 3% Trás-os-Montes 2% Grande Porto 15% Grande Lisboa 14% Ave/Sousa e Minho foram as áreas de rede onde o consumo doméstico apresentou uma maior taxa média de crescimento anual, 7,2%, enquanto que o valor médio do continente foi de 5,4%. Figura Estrutura do consumo do sector Agricultura, por área de rede, em 199 e 2 Coimbra /Lousã 6% Oeste 8% Península de Setúbal 9% Beira Litoral 9% Repartição do consumo do SEP por área de rede Ave/Sousa 1% Minho 6% Vale do Tejo 5% Algarve 5% Alentejo 4% Beira Interior 3% Trás-os-Montes 2% Grande Lisboa 15% Grande Porto 14% 199 (,3 TWh) Beira Litoral 4% Ave/Sousa 5% Coimbra/Lousã 6% Beira Interior 3% Minho 4% Grande Porto 4% Trás-os-Montes 3% Grande Lisboa 2% Vale do Tejo 27% Vale do Tejo Ave/Sousa 2% 2% Grande Lisboa 2% Oeste 1% Coimbra/Lousã 23% Alentejo 21% Coimbra /Lousã 6% Litoral Centro 6% Oeste 7% Península de Setúbal 16% Península de Setúbal 8% Ave/Sousa 9% Beira Litoral 1% P. de Setúbal 1% Litoral Centro 4% Algarve 11% Oeste 6% 2 (,7 TWh) Beira Litoral 5% Ave/Sousa 5% Coimbra/Lousã 6% Alentejo 11% Grande Porto Beira Interior 3% Trás-os-Montes 5% Minho 3% 4% Grande Lisboa 1% Vale do Tejo 19% Beira Interior 3% Minho 7% Grande Porto 11% Beira Litoral 12% Vale do Tejo Repartição 2% do autoconsumo por área de rede Grande Lisboa 2% Litoral Centro 1% Coimbra/Lousã 19% Alentejo 16% Península de Setúbal 14% Fonte: DGE P. de Setúbal 9% Litoral Centro 9% Algarve 9% Oeste 1% Alentejo 12% Minho 3% Oeste 5% Beira Interior 5% Beira Litoral 1% Ave/Sousa 12% Grande Porto 11% Fonte: DGE

125 Figura Estrutura do consumo do sector Indústria, por área de rede, em 199 e 2 Figura Estrutura do consumo do sector Serviços, por área de rede, em 199 e (1,5 TWh) Beira Interior 3% Vale do Tejo 3% Minho 4% Grande Lisboa 6% Algarve 1% Trás-os-Montes 1% Beira Litoral 12% Ave/Sousa 14% Grande Porto 15% 199 (5,1 TWh) Litoral Centro Vale do Tejo 4% Coimbra/Lousã 7% Minho 4% 5% Ave/Sousa 4% Alentejo 3% Beira Interior 3% Trás-os-Montes 3% Grande Lisboa 29% Alentejo 7% Litoral Centro 6% Oeste 9% Coimbra/Lousã 8% P. de Setúbal 11% Oeste 5% Beira Litoral 5% P. de Setúbal 6% Algarve 7% Grande Porto 15% 2 (13, TWh) Grande Lisboa 5% Beira Interior Vale do Tejo 3% 4% Minho 5% Algarve 1% Trás-os-Montes 1% Beira Litoral 14% Ave/Sousa 13% Grande Porto 12% 2 (1,7 TWh) Litoral Centro Vale do Tejo 4% Coimbra/Lousã Minho 5% Ave/Sousa 5% 5% Alentejo 3% Beira Interior 4% 3% Trás-os-Montes 3% Grande Lisboa 27% Alentejo 6% Litoral Centro 7% Oeste 8% Coimbra/Lousã 1% P. de Setúbal 11% Oeste 6% Beira Litoral 7% P. de Setúbal 7% Algarve 7% Grande Porto 14% Fonte: DGE Fonte: DGE Figura Estrutura do consumo do sector Transportes, por área de rede, em 199 e 2 Figura Estrutura do consumo do sector Doméstico, por área de rede, em 199 e (,3 TWh) Grande Porto 7% Oeste 13% Vale do Tejo 1% Beira Litoral 14% Coimbra/Lousã 15% 199 (5,7 TWh) Alentejo Vale do Tejo 4% Litoral Centro 5% 5% Algarve 5% Beira Interior 3% Trás-os-Montes 3% Grande Porto 2% Grande Lisboa 17% Grande Lisboa 41% Coimbra/Lousã 6% Oeste 6% Minho 5% P. de Setúbal 7% Beira Litoral Ave/Sousa 7% 7% 2 (,4 TWh) Litoral Centro 5% Oeste 14% Vale do Tejo 12% Beira Interior 4% Beira Litoral 12% Coimbra/Lousã 8% 2 (9,7 TWh) Alentejo Vale do Tejo 4% 5% Litoral Centro 5% Algarve 6% Beira Interior 4% Trás-os-Montes 3% Grande Porto 17% Grande Lisboa 15% Grande Porto 5% Grande Lisboa 4% Coimbra/Lousã 6% Oeste 6% Minho 6% P. de Setúbal 7% Ave/Sousa 8% Beira Litoral 8% Fonte: DGE Fonte: DGE

126 Consumo de energia eléctrica por área de rede A análise seguinte pretende caracterizar cada uma das regiões em termos de estrutura do consumo por sector de actividade e da origem de abastecimento do consumo 44. Minho 5 A Figura 3-17 permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Minho, em 2. Figura 3-17 Consumo per capita, por concelho, na área de rede Minho, em 2 MWh Valença Monção Melgaço 4 V.N.Cerveira Paredes de Coura Arcos de Caminha Valdevez Esposende Viana do Castelo Ponte de Lima Barcelos Vila Verde Braga Ponte da Barca Terras de Bouro Amares Vieira Póvoa do Minho do Lanhoso 3 2 Póvoa do Varzim A área de rede Minho abrange 19 concelhos, com uma densidade populacional de 191 habitantes/km 2. O consumo médio de energia em 2 foi de 5,2 MWh/cliente. Nesta área são abastecidos cerca de 373 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo representa, em 2, cerca de 5,3% do consumo total. A taxa média de crescimento anual do consumo nesta área de rede, no período de 1985 a 2, foi de 7,5%. Embora o consumo da Indústria continue a ter o maior peso relativo nesta área de rede, foi o consumo do sector Serviços que mais cresceu neste período, a uma taxa média anual de 9,6%. 1 Viana do Castelo V. N. de Cerveira Barcelos Braga Esposende Valença Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Fonte: DGE, INE Póvoa de Varzim Caminha Póvoa de Lenhoso Vila Verde Terras de Bouro Paredes de Coura Ponte da Barca Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Melgaço Amares Monção Ponte de Lima Arcos de Valdevez Vieira do Minho Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Minho GWh Trás-os-Montes 2,5 Montalegre Chaves Vinhais Bragança Boticas 2, 1,5 Mesão Frio Ribeira de Pena Vila Pouca de Aguiar Vila Real Alijó Sta Marta Penaguião Sabrosa Peso da Régua Resende Armamar Lamego Tabuaço Tarouca Murça Valpaços Mirandela Vila Flor Carrazeda de Ansiães S João da Pesqueira Maçedo de Cavaleiros Alfândega da Fé Torre de Moncorvo Freixo de Espada à Cinta Mogadouro Vimioso Miranda do Douro 1, Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE 44 Os consumos abastecidos pelo SEP incluem a energia eléctrica entregue por pequenos distribuidores, essencialmente em BT. A área de rede Trás-os-Montes abrange 31 concelhos, com uma densidade populacional de 38 habitantes/km 2. O consumo médio de energia em 2 foi de 2,9 MWh/cliente. Nesta área são abastecidos cerca de 27 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo não tem qualquer expressão nesta área de rede. A irregularidade do consumo industrial nesta área de rede condiciona a evolução global dos consumos, pelo que, embora tenha sido das zonas com maior crescimento de consumo no período em análise (7% ao ano, enquanto que no total do continente os consumos cresceram a uma taxa média de 5,2%), continua a ser a área de rede com mais baixo consumo por habitante

127 Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Trás-os-Montes GWh Ave/Sousa Fafe V.N. de Guimarães Famalicão Celorico de Basto Santo Tirso Trofa Felgueiras Paços de Ferreira Lousada Amarante Paredes Penafiel Marco de Canaveses Baião Cabeceiras de Basto Mondim de Basto 9 Castelo de Paiva Cinfães Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE A área de rede Ave/Sousa abrange 18 concelhos, com uma densidade populacional de 273 habitantes/km 2. O consumo médio de energia em 2 foi de 7,7 MWh/ /cliente. Nesta área são abastecidos cerca de 392 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo, em 2, representa cerca de 12% do consumo total nesta área de rede. De 1985 a 2 o autoconsumo cresceu a uma taxa média anual de 25%. Embora o sector Indústria, incluindo o autoconsumo, continue a ter o maior peso nesta área de rede, representando cerca de 6% do total, foi o sector que menos cresceu no período em análise. Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Ave/Sousa GWh 4, 3. A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Trás-os-Montes, em 2. Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Trás-os-Montes, em 2 MWh 3,5 3, 2,5 2, 1, , Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE Bragança Vila Real Miranda do Douro Mirandela Boticas Chaves Vila Pouca de Aguiar Mogadouro Macedo de Cavaleiros Lamego Peso da Régua Tarouca Armamar Vila Flor Freixo de Esp. à Cinta Torre de Moncorvo Vimioso Murça Carrazeda de Ansiães Alijó Montalegre Alfândega da Fé Mesão Frio Valpaços S. João Pesqueira Sabrosa Tabuaço Vinhais Sta Marta Penaguião Resende Ribeira de Pena A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Ave/Sousa, em 2. Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Fonte: DGE, INE

128 Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Ave/Sousa, em 2 MWh Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Grande Porto 7 GWh 6 6, 5 4 5, 3 4, 2 1 3, 2, V. N. Famalicão Santo Tirso Guimarães Trofa Felgueiras Paços de Ferreira Paredes Fafe Penafiel Marco de Canaveses Lousada Castelo de Paiva Amarante Mondim de Basto Celorico de Basto Cabeceiras de Basto Cinfães Baião 1, Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Fonte: DGE, INE Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE Grande Porto Vila do Conde A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Grande Porto, em 2. Maia Matosinhos Porto Valongo Vila Gondomar Nova de Gaia Espinho Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Grande Porto, em 2 A área de rede Grande Porto abrange 8 concelhos, com uma densidade populacional de 1629 habitantes/km 2. A área de rede do Grande Porto apresentou o maior consumo por habitante, no continente, em 2 (8,2 MWh/cliente). Nesta área são abastecidos cerca de 592 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo em 2 representa cerca de 7% do consumo total nesta área de rede. De 1985 a 2 cresceu a uma taxa média anual de cerca de 8%. O sector Serviços tem vindo a aumentar o seu peso relativamente ao total do consumos nesta área de rede, passando de 18% em 1985 para 28% em 2, apresentando uma taxa média de crescimento anual de 7,4% (cerca de 3 pontos percentuais acima da taxa média do total dos consumos) MWh Maia Matosinhos Porto Vila do Conde Vila N. de Gaia Espinho Valongo Gondomar Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Fonte: DGE, INE

129 Beira Litoral Santa Maria da Feira S.J.Madeira Ovar Oliv. de Azeméis Vale de Murtosa Estarreja Cambra Ílhavo Albergaria a Velha Aveiro Águeda Vagos Oliveiro do Bairro Sever do Vouga Arouca Oliv. de Frades São Pedro do Sul Vouzela Tondela Castro d Aire Viseu Vila Nova do Paiva Satão Moimenta da Beira Sernancelhe Aguiar da Beira Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Beira Litoral em 2 MWh Mortágua Santa Comba Dão Carregal do Sul A área de rede Beira Litoral abrange 3 concelhos, com uma densidade populacional de 152 habitantes/km 2. O consumo médio de energia em 2 foi de 7,6 MWh/ /cliente. Nesta área são abastecidos cerca de 452 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo, em 2, representa cerca de 9% do consumo total nesta área de rede. O sector Serviços duplicou o seu peso relativamente ao total do consumos nesta área de rede, passando de 1% em 1985 para 2% em 2, apresentando uma taxa média de crescimento anual de 1% (cerca de 4 pontos percentuais acima da taxa média do total dos consumos desta área de rede) Estarreja Aveiro São João da Madeira Águeda Oliveira do Bairro Ílhavo Oliveira de Azeméis Vizela Ovar Oliveira de Frades Feira Albergaria-a-Velha Vale de Cambra Mortágua Viseu Tondela Murtosa Vagos Santa Comba Dão Vouzela Sever do Vouga São Pedro do Sul Carregal do Sal Sernancelhe Moimenta da Beira Aguiar da Beira Arouca Castro Daire Sátão Vila Nova de Paiva Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Beira Litoral Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Fonte: DGE, INE Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita GWh 4, 3,5 3, 2,5 2, Beira Interior Penedono Vila Nova de Foz Côa Mêda Trancoso Penalva do Castelo Fornos de Algodres Mangualde Celorico da Beira Nelas Gouveia Guarda Pinhel Figueira de Castelo Rodrigo Almeida 1,5 1, Seia Manteigas Sabugal Belmonte Covilhã Penamacor Fundão 5 Proença-a-Nova Castelo Branco Idanha-a-Nova Vila Velha de Ródão Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Beira Litoral, em 2. A área de rede Beira Interior abrange 25 concelhos dos distritos da Guarda, Castelo Branco e Viseu, com uma densidade populacional de 36 habitantes/km 2. O consumo médio de energia em 2 foi de 4,1 MWh/cliente. Nesta área são abastecidos cerca de 269 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo, em 2, representa cerca de 14% do consumo total nesta área de rede. No período de 1985 a 2 apresentou uma taxa média de crescimento de 9,3% ao ano. A redução do consumo industrial em 1986 e 1987 resulta de uma redução do consumo das indústrias metalúrgicas de base no concelho de Nelas

130 Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Beira Interior Coimbra/Lousã Figueira da Foz Mira Cantanhede Monemor o Velho Anadia Coimbra Penacova V.N.Poiares Tábua Arganil Oliveira do Hospital 1,4 GWh Soure Condeixa Lousã a Nova Miranda Góis do Corvo Penela Castanheira de Pêra Pedrógão Figueiró Grande dos Vinhos Pampilhosa da Serra Oleiros 1,2 Ferreira do Zézere Sertã 1, Tomar Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE A Figura 3-18 permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede da Beira Interior, em 2. A área de rede Coimbra/Lousã abrange 26 concelhos, com uma densidade populacional de 96 habitantes/km 2. O consumo médio de energia em 2 foi de 6,1 MWh/cliente. Nesta área são abastecidos cerca de 349 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo, em 2, representa cerca de 24% do consumo total nesta área de rede. Cerca de 6% do consumo de energia eléctrica, incluindo autoconsumo, destina-se a usos industriais. Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Coimbra/Lousã GWh Figura 3-18 Consumo per capita, por concelho, na área de rede Beira Interior em 2 3, 2,5 MWh , 1,5 1, V. Velha de Ródão Nelas Mangualde Covilhã Proença-a-Nova Guarda Manteigas Castelo Branco Idanha-a-Nova Seia Belmonte Fundão Gouveia Almeida Fig. Castelo Rodrigo Pinhel Celorico da Beira Sabugal V. N. Foz Côa Trancoso Fornos de Algodres Penamacor Meda Penedono Penalva do Castelo Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Fonte: DGE, INE Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Coimbra/Lousã, em

131 Figura Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Coimbra/Lousã em 2 Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede 16 MWh Litoral Centro 14 GWh 2, , 8 6 1, , Figueira da Foz Coimbra Tomar Anadia Oliveira do Hospital Mealhada Cantanhede Lousã Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Soure Ferreira do Zêzere Condeixa-a-Nova Castanheira de Pêra Vila Nova de Poiares Arganil Tábua Mira Pedrógão Grande Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Sertã Penela Miranda do Corvo Montemor-o-Velho Figueiró dos Vinhos Góis Oleiros Penacova Pampilhosa da Serra Fonte: DGE, INE Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE Litoral Centro A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o con- Pombal Ansião sumo doméstico per capita na área de rede Litoral Centro, em 2. Marinha Grande Leiria Alvaiázere Figura Nazaré Batalha Vila Nova de Ourém Consumo per capita, por concelho, na área de rede Litoral Centro, em 2 Peniche Alcobaça Porto de Mós Caldas da Raínha Óbidos Rio Maior Bombarral 1 MWh 8 A área de rede Litoral Centro abrange grande parte do distrito de Leiria e dois concelhos do distrito de Santarém: Vila Nova de Ourém e Rio Maior, num total de 15 con- 6 celhos, com uma densidade populacional de 133 habitantes/km 2. O consumo médio de energia em 2 foi 7,1 MWh/cliente. Nesta área são abastecidos cerca de mil clientes de energia eléctrica. 2 O autoconsumo não tem qualquer expressão nesta área de rede. O sector dos transportes, embora represente apenas cerca de,8% do consumo total, na última década apresentou uma taxa média de crescimento de 89% ao ano. Marinha Grande Leiria Alcobaça Rio Maior Porto de Mós Batalha Nazaré Pombal Caldas da Rainha Peniche Óbidos Bombarral Ansião Vila Nova de Ourém Alvaiázere Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Fonte: DGE, INE

132 Vale do Tejo Alcanena Santarém Torres Novas Alpiarça Alcanena Cartaxo Almeirim Azambuja Salvaterra de Magos Benavente Coruche Vila Nova da Barquinha Chamusca Constânça Vila de Rei Sardoal Abrantes Ponte de Sôr Mação Avis Gavião Nisa Crato Alter do Chão Sousal Fronteira Castelo de Vide Marvão Portalegre Arronchos Monforte Campo Maior Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Vale do Tejo, em 2 MWh Elvas A área de rede Vale do Tejo abrange o distrito de Portalegre, grande parte do distrito de Santarém, e os concelhos de Azambuja (distrito de Lisboa) e de Vila de Rei (Castelo Branco) num total de 34 concelhos, com uma densidade populacional de 41 habitantes/km 2. O consumo médio de energia eléctrica, em 2, foi de 6,2 MWh/cliente. Esta área abastece cerca de 278 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo representa cerca de 5% do total do consumo nesta área de rede. É das áreas de rede onde a estrutura do consumo menos se alterou, verificando-se contudo um ligeiro aumento do peso do sector serviços em relação ao total, em detrimento do peso do sector Indústria Constância Avis Azambuja Torres Novas Alcanena Benavente Portalegre Entroncamento Sardoal Coruche Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Fonte: DGE, INE Cartaxo Santarém Golegã Castelo de Vide Campo Maior Ponte de Sor Almeirim Mação Abrantes Chamusca Elvas Salvat. Magos Sousel Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Alpiarça Marvão Alter do Chão Fronteira V. N..Barquinha Monforte Arronches Vila de Rei Crato Nisa Gavião Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Vale do Tejo Oeste GWh Lourinhã Cadaval 2, 1,8 1,6 Torres Vedras Alenquer Sobral de Mte Agraço Mafra Arruda dos Vinhos Vila Franca de Xira Loures Odivelas 1,4 1,2 1, A área de rede Oeste abrange alguns concelhos do distrito de Lisboa num total de 9 concelhos, com uma densidade populacional de 35 habitantes/km 2. O consumo médio de energia eléctrica, em 2, foi de 7, MWh/cliente. Nesta área são abastecidos cerca de 347 mil clientes de energia eléctrica. A quebra de 25% do consumo industrial, de 199 para 1991, deve-se a uma redução do consumo das indústrias químicas no concelho de Vila Franca de Xira Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Vale do Tejo, em

133 Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Oeste GWh Grande Lisboa Sintra Amadora Cascais Oeiras Lisboa 3, 2,5 A área de rede Grande Lisboa abrange 5 concelhos do distrito de Lisboa, com uma densidade populacional de 2535 habitantes/km 2. O consumo médio de energia eléc- 2, trica, em 2, foi de 6,4 MWh/cliente. Esta área abastece cerca de 82 mil clientes de energia eléctrica (cerca de 15% dos clientes do continente). Os consumos nesta 1,5 área de rede são essencialmente dos sectores Doméstico e Serviços, representando 1, no global mais de 8% do total de consumos de energia eléctrica desta área de rede. Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Grande Lisboa , GWh Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE 5, 4, A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Oeste, em 2. 3, Figura , Consumo per capita, por concelho, na área de rede Oeste, em 2 MWh 1, Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo 6 Fonte: DGE 4 2 A Figura 3-19 permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Grande Lisboa, em 2. Vila Franca de Xira Alenquer Torres Vedras Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Loures Cadaval Mafra Arruda dos Vinhos Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Sobral de Monte Agraço Lourinhã Odivelas Fonte: DGE, INE

134 Figura 3-19 Consumo per capita, por concelho, na área de rede Grande Lisboa, em 2 MWh Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Península de Setúbal 6 GWh 3,5 5 3, 4 2,5 3 2, 2 1 1,5 1, Lisboa Oeiras Cascais Amadora Sintra 5 Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Fonte: DGE, INE Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE Península de Setúbal Alcochete Barreiro Montijo Almada Moita Seixal Palmela Sesimbra Setúbal A área de rede Península de Setúbal abrange alguns dos concelhos do distrito de Setúbal num total de 13 concelhos, com uma densidade populacional de 47 habitantes/km 2. O consumo médio de energia eléctrica, em 2, foi de 6,8 MWh/cliente Nesta área são abastecidos cerca de 47 mil clientes de energia eléctrica. O autoconsumo, em 2, representa cerca de 15% do total do consumo. O sector industrial, absorve cerca de 54% do consumo total A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Península de Setúbal, em 2. Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Península de Setúbal, em 2 MWh 4 2 Setúbal Palmela Barreiro Seixal Alcochete Montijo Sesimbra Almada Moita Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Fonte: DGE, INE

135 Alentejo Mora Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Alentejo, em 2 Estremoz Vendas Novas Montemor o Novo Arraiolos Borba Vila Viçosa Redondo Alandroal 6 MWh Évora Alcácer do Sal Viana do Alentejo Reguengos de Monsaraz 5 Alvito Portel Mourão Grândola Cuba Vidigueira 4 Ferreira do Alentejo Moura Barrancos Sines Santiago do Cacém Aljustrel Beja Serpa 3 Odemira Ourique Castro Verde Mértola 2 Almodôvar 1 A área de rede Alentejo abrange os concelhos dos distritos de Beja e Évora e parte dos concelhos do distrito de Setúbal, num total de 32 concelhos com uma densidade populacional de 19 habitantes/km 2. Nesta área são abastecidos cerca de 227 mil clientes de energia eléctrica. O consumo médio de energia eléctrica em 2 foi de 5,8 MWh/cliente. O autoconsumo Sines Castro Verde Mourão Vila Viçosa Borba Évora Vendas Novas Grândola Montemor-o-Novo Alcácer do Sal Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Fonte: DGE, INE Arraiolos Beja Estremoz Moura Aljustrel Ferr. do Alentejo Alandroal Sant. do Cacém Redondo Vidigueira Viana do Alentejo Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita Ourique Reg. Monsaraz Mora Alvito Cuba Odemira Portel Serpa Almodôvar Barrancos Mértola desta área de rede, em 2, representa cerca de 27% do consumo total desta área e 16% do autoconsumo nacional. Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Algarve Alentejo Aljezur Monchique Alcoutim GWh Silves Castro Marim 2, Vila do Bispo Lagos Portimão Lagoa Albufeira Loulé São Brás de Alportel Faro Tavira Vila Real de Sto António 1,8 Olhão 1,6 1,4 1,2 1, A área de rede Algarve abrange o distrito de Faro num total de 16 concelhos com uma densidade populacional de 79 habitantes/km 2. Nesta área são abastecidos cerca de 318 mil clientes de energia eléctrica. O consumo médio de energia eléctrica em 2 foi de 4,9 MWh/cliente. No que respeita à estrutura de consumos por sector de actividade, é de salientar o peso do sector dos Serviços no Algarve, essencialmente devido ao turismo, que em 2 representava cerca de 48% do total do consumo da área de rede, seguido do sector Doméstico com 35% Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Alentejo, em

136 1,8 1,6 1,4 1,2 1, Figura Evolução da repartição do consumo de energia eléctrica na área de rede Algarve GWh Agricultura Indústria Transporte Serviços Doméstico Autoconsumo Fonte: DGE A Figura permite analisar por concelho o consumo total per capita e o consumo doméstico per capita na área de rede Algarve, em 2. Figura Consumo per capita, por concelho, na área de rede Algarve, em 2 MWh Perspectiva da Abertura de mercado A Directiva n.º 96/92/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de Dezembro de 1996, respeitante ao mercado interno da electricidade, estabelece as regras comuns para o mercado interno de electricidade e prevê a evolução gradual do sector eléctrico no sentido de uma maior abertura e concorrência, aumentando progressivamente o número de clientes elegíveis, ou seja, clientes que podem escolher livremente o seu fornecedor de energia eléctrica. Esta Directiva transfere para os Estados-membros a adopção das medidas necessárias para assegurar a abertura dos seus mercados, designadamente a publicação dos critérios de definição dos clientes elegíveis. A Comissão Europeia, tendo como base os consumos a mais de 1997 a 2, fornecidos pelos Estados-membros, fixou em 26,48% 45, 3,27% 46, 3,2% 47 e 29,56% 48 os valores mínimos obrigatórios de abertura do mercado da electricidade para vigorar em cada ano do período de 1999 a 22. A Deliberação da ERSE n.º 92-A/99, de 29 de Janeiro de 1999, deu cumprimento àquela directiva europeia e à legislação nacional, definindo as condições de concretização de abertura do mercado em Portugal, que se podem resumir da forma seguinte: A quantidade mínima de energia eléctrica consumida anualmente que permite a atribuição do estatuto de cliente não vinculado (cliente elegível) foi fixada em 9 GWh. Os distribuidores vinculados em MT e AT podem adquirir até 8% das suas necessidades de energia e potência fora do SEP. No final de 21, e tendo por base os consumos de 1999, existiam 214 clientes elegíveis, a que correspondia 24,4% do consumo total de energia eléctrica. De destacar que os consumos provenientes de autoprodução representavam cerca de 34 GWh, aproximadamente 1% dos fornecimentos através das redes do SEP. Pode concluir-se que Portugal apresentava, em 31 de Dezembro de 21, um grau de abertura de mercado de aproximadamente 32,4% (incluindo 8% da parcela livre dos distribuidores), excedendo a quota mínima comunitária de 3,2% (fixada para 21). Os pedidos de acesso ao SENV apresentados à ERSE, até final de 21, deram origem à atribuição de 51 estatutos de cliente não vinculado relativos a instalações consumidoras de energia eléctrica com um consumo total de 97 GWh, representando cerca de 2,6% do consumo de energia eléctrica em Portugal Continental. 1 Na Figura apresenta-se a evolução da atribuição dos estatutos de cliente não vinculado e dos respectivos consumos, relativamente a pedidos de acesso ao SENV Albufeira Loulé Lagoa Castro Marim Portimão Vila do Bispo Lagos Faro Silves V. R. Sto Ant. Tavira Monchique Aljezur S. Brás Alportel Olhão Alcoutim apresentados à ERSE até 31 de Dezembro de Jornal Oficial C 334/16, de 31 de Outubro de Consumo Total per capita Média do Consumo Total per capita Fonte: DGE, INE Consumo Doméstico per capita Média do Consumo Doméstico per capita 46 Jornal Oficial C 33/6, de 18 de Novembro de Jornal Oficial L 27, de 3 de Janeiro de Jornal Oficial C 15/3, de 18 de Janeiro de

137 Figura Consumo e número de estatutos atribuídos Perspectiva tarifária N.º GWh Sistema Eléctrico de Serviço Público Oct-99 Nov-99 Dec-99 Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun- Jul- Aug- Sep- Oct- Nov- Dec- Jan-1 Feb-1 Mar-1 Apr-1 May-1 Jun-1 Jul-1 Aug-1 Sep-1 Oct-1 Nov-1 Dec-1 Jan Na Figura apresenta-se a evolução da decomposição do preço médio de venda das tarifas de venda a clientes finais do SEP pelas parcelas correspondentes de Energia e Potência (EP), aquisições do distribuidor vinculado a entidades do SENV (Parcela Livre), Uso Global do Sistema (UGS), Uso da Rede de Transporte (URT), Uso das Redes de Distribuição (URD) e comercialização 49 para os anos de 1997 a 24. Os valores de 1997 a 2 são os verificados e os de 21 e 22 correspondem aos valores aceites pela ERSE para efeitos de determinação das tarifas. No primeiro gráfico, onde se apresenta a decomposição em valores unitários (cente/kwh), observa-se a diminuição do preço médio unitário de 1997 a 2 e um ligeiro aumento em 21 e 22. N.º acumulado de estatutos atribuídos Consumo anual acumulado dos CNV atribuídos As entidades titulares de estatuto de cliente não vinculado e os locais das respectivas instalações consumidoras encontram-se identificados na página da ERSE na Internet. O actual RRC estabelece novas regras para o acesso de clientes ao SENV que entraram em vigor em 1 de Janeiro de 22. De acordo com estas novas regras, passam a ser elegíveis todas as instalações consumidoras ligadas em média, alta ou muito alta tensão. Na Figura apresenta-se a variação percentual do consumo final elegível em 21 e 22, bem como a percentagem correspondente à parcela livre do distribuidor vinculado de energia eléctrica. Figura Abertura de mercado No segundo gráfico, que ilustra o peso e a evolução de cada parcela no total do preço médio das vendas a clientes finais, verifica-se que a partir de 1999 a parcela da tarifa de Energia e Potência (Energia e Potência + Parcela Livre) representa mais de 5% do valor total. Figura Decomposição do Preço Médio de Venda a Clientes Finais (Euro/MWh) E / MWh (preços correntes) tarifas 22 tarifas % 1% Estrutura do preço médio de Venda a Clientes Finais 7.1% 9.3% 9.4% 8.2% 6.8% 2.1% 3.9% 4 8% 35.% 34.2% 3.9% 31.1% 29.7% 26.3% % 6% 4% 4.9% 3.4% 1.2% 4.7% 3.3% 1.% 4.2% 4.5% 3.6% 3.2%.9% 1.% 3.6% 3.3% 1.% 3.7% 4.3%.7% 2 2% 48.4% 47.5% 5.7% 52.3% 55.5% 59.% % tarifas 22 tarifas EP Parcela Livre UGS URT URD Margem Comercialização CR CSEP Parcela livre distribuidor Consumo final elegível 21 Consumo final elegível Margem de comercialização, Comercialização de Redes (CR), Comercialização no SEP (CSEP)

138 Em 22 verificou-se uma subida nas tarifas de Venda a Clientes Finais em termos nominais de 2,2%, relativamente a 21, a que corresponde uma diminuição em termos reais de,8%. No Quadro 3-18 e Figura 3-2 apresenta-se, através de cinco estados, a evolução do preço médio da energia eléctrica de 21 para 22 e do respectivo acréscimo tarifário. Quadro 3-18 Evolução do preço médio Estado Tarifas 21 Tarifas de 21, Tarifas 21 Tarifas 21 no Tarifas 22 e características com descontos, estrutura e nível com descontos, referencial 22 estrutura e nível estrutura e nível de consumos estrutura e nível com descontos, de consumos de consumos de 22 de consumos estrutura e nível de de 22 de 21 de 22 consumos de 22 (1) (2) (3) (4) (5) Proveitos (Milhões de Euros) Consumo (GWh) Preço médio (cent /kwh) Variação (%) - (2)/(1) = 1,3 (3)/(2) = -,6 (4)/(3) =, (5)/(4) = 2,2 No terceiro estado, os descontos atribuídos nos níveis de tensão de MAT e AT são internalizados nos preços das respectivas tarifas. Esta situação conduz a uma redução de,6% no preço médio. No quarto estado, convertem-se os preços das tarifas de 21, com os descontos internalizados, para a nova estrutura tarifária. Esta conversão de referencial tarifário é realizada garantindo uma variação nula no preço médio, conforme estabelecido no Regulamento Tarifário. Por último, obtém-se o acréscimo a aplicar às tarifas no valor de 2,2%, para proporcionar às empresas os proveitos permitidos em 22, no valor de milhões de Euros. Assim, resulta um preço médio de 9,47 cente/kwh, o que conduz a uma subida nominal do preço médio de 21 para 22 de 2,9%, justificada parcialmente pela evolução da estrutura e do nível de consumos, e pelo acréscimo tarifário (2,2%). O acréscimo tarifário global de 2,2% resulta de variações tarifárias por nível de tensão pouco diferenciadas: 2,3% para BT, 1,8% para MT, 2,4% para AT, e 2,3% para MAT, orientadas pela prossecução da aditividade e da aderência das tarifas aos custos marginais Figura 3-2 Evolução do preço médio 21/22 Preço médio (cent E / kwh) 9, % 9, % 9,27. % 9, % 9,47 Na Figura 3-21 e na Figura 3-22 apresenta-se a evolução do preço médio de energia eléctrica durante o período de 199 a 22, em termos globais e por nível de tensão, tendo-se desagregado a BT em BTE e BTN. Estes preços médios foram calculados com base na estrutura de fornecimentos de 22, por forma a eliminar o efeito de alteração da estrutura dos consumos e analisar apenas as reduções tarifárias em termos médios. É importante ter em conta que estes preços não constituem os preços médios efectivos em cada ano, pois não é considerada a estrutura dos consumos do respectivo ano em cada nível de tensão. Para os níveis de tensão de MAT e AT, os preços médios apresentados incluem, até 21, o desconto praticado na factura Variação Preço Médio = 2,9% Variação Tarifas = 2.2 % Tarifas de 21 com descontos, consumos de 21 Tarifas de 21 sem descontos, consumos de 22 Internalização dos descontos Nova estrutura tarifária Tarifas de 22, consumos de 22 Os preços médios de venda de energia eléctrica aos clientes de MAT, AT e MT, em termos nominais, apresentaram reduções sucessivas entre 1993 e 2, enquanto em BTE registaram reduções sucessivas entre 1994 e 2. Em MAT e AT, verificaram-se as maiores reduções médias anuais no período compreendido entre 199 e 22, de 2,% e 1,9%, respectivamente. O primeiro estado corresponde à situação prevista em 21, em que a proveitos permitidos de milhões de Euros e a consumos de 35,2 TWh corresponde o preço médio de 9,21 cente/kwh. Este preço médio considera a existência dos descontos estabelecidos no artigo 9.º do Regulamento Tarifário de No segundo estado, consideram-se a estrutura e o nível de consumos previstos para 22, mantendo-se os preços das tarifas de 21 e não considerando a existência de descontos. A evolução da estrutura de consumos e a não consideração de descontos origina um aumento no preço médio de 1,3%. No que respeita a BTN, o preço médio apresentou aumentos sucessivos até 1994 e nos anos de 1997, 1998, 21 e 22. Até 1998, o preço médio de BTN não acompanhou a evolução dos preços de BTE e dos restantes níveis de tensão, apresentando uma tendência de crescimento relativo. A variação média anual do preço médio de BTN ao longo de 199 a 22 foi de 2,1%. O preço médio global diminuiu de 1995 a 2, com excepção de

139 Figura 3-21 Evolução do preço médio por nível de tensão (preços correntes), com base na estrutura de consumos de 22 cent E / kwh As variações dos preços de energia eléctrica resultam, nomeadamente, das variações dos preços dos combustíveis, cujo comportamento se evidencia na Figura O acréscimo dos preços do fuel em 2 reflectiu-se não só na determinação dos proveitos permitidos, que serviram de base para as tarifas de 21, mas também nos proveitos permitidos para 22, como consequência do desfasamento de dois anos do diferencial entre os custos previstos e os custos reais de 2. Figura 3-23 Evolução dos preços de energia eléctrica, dos combustíveis e da inflação (preços correntes) 6 Índice 1985 = MAT AT MT BTE BTN Global 2 15 A preços constantes (Figura 3-22), verificou-se ao longo do período compreendido entre 199 e 22 uma tendência de descida dos preços médios. O preço médio global apresentou uma redução média anual de 3,7%. Em 22 o preço médio global registou uma variação real de -,8%, sendo cerca de 63% do verificado em Em MAT e AT, os preços médios em 22 são cerca de 42% dos respectivos preços verificados em 199. Em BTE e BTN, os preços médios em 22 são cerca de 57% e 75% dos respectivos preços médios verificados em 199. Figura 3-22 Evolução do preço médio por nível de tensão (preços constantes de 21), com base na estrutura de consumos de 22 cent E / kwh MAT AT MT BTE BTN Global Preço médio da electricidade(1) Preços implícitos no PIB Carvão Nacional Carvão Importado Fuelóleo (1) Com vista a eliminar alterações de preços resultantes de alterações de estruturas de consumos, no cálculo do preço médio da electricidade utilizou-se a estrutura de consumos de 2. Fonte: INE, ERSE, EDP Conforme se pode verificar, a evolução dos preços dos combustíveis para a produção de electricidade no período ficou bastante aquém da evolução da inflação, medida pelo índice de preços implícitos no PIB, e do preço médio de venda de electricidade. Preços relativos da electricidade É interessante comparar o comportamento da evolução do preço da electricidade com o preço de outras formas de energia consideradas concorrenciais. Relativamente aos usos industriais, na Figura 3-24 ilustra-se a evolução do preço da 5 electricidade, para um consumidor-tipo industrial I d, bem como a evolução do preço do fuelóleo e do gasóleo. 5 Consumo anual de 1,25 GWh, com 25 horas de utilização e 5 kw de potência contratada, de acordo com a caracterização da EUROSTAT

140 Conforme se pode observar, entre 1978 e 1984 verificou-se uma subida brusca dos preços enquanto que a partir de 1985 se verifica a sua quebra generalizada, mais acentuada no período de 1985 a 1987 nos preços do fuelóleo. Em 1999 e 2 verifica-se uma inversão na tendência decrescente da evolução do preço dos combustíveis. Figura 3-25 Evolução dos preços médios da electricidade e dos combustíveis gasosos para usos domésticos (preços constantes de 1978, inclui IVA) Índice 1978 = 1 Figura 3-24 Preço da electricidade para usos industriais, do fuelóleo e do gasóleo (preços constantes de 1978, exclui o IVA) Índice 1978 = Consumidor Db (1) Consumidor Dc (2) Gás Butano (3) Gás Propano (3) Gás de Cidade (4) Gás de Cidade (5) Consumidor Id Fuelóleo Gasóleo Nota: O deflator utilizado foi o índice de preços implícitos no PIB Fonte: DGE, EUROSTAT, INE Notas: o deflator utilizado foi o Índice de Preços no Consumidor. (1) D b -consumidor-tipo com 12 kwh/ano e 3-4 kw de potência contratada. (2) D c -consumidor-tipo com 35 kwh/ano e 4-9 kw de potência contratada. (3) Gás de garrafa no local de revenda. Devido à sua liberalização em 199 os preços são apenas indicativos. (4) Inclui taxa fixa calculada para um consumo médio mensal de 5 m 3. (5) Inclui taxa fixa calculada para um consumo médio mensal de 75 m 3. Fonte:DGE, INE, Diários da República e Convenções sobre tarifas de electricidade No caso dos fornecimentos para usos domésticos, a comparação mais relevante é com os combustíveis gasosos. Na figura seguinte, comparam-se os preços da electricidade para dois consumidores-tipo D b e D c, com o preço médio do gás butano e 51 propano, em garrafa, e com os preços do gás de cidade. Entre 1979 e 1983, o preço da electricidade apresentou uma forte subida que não foi acompanhada pela subida do preço dos combustíveis, enquanto que a partir de 1984 se verifica uma maior convergência. Com a introdução da taxa fixa mensal na factura do gás de cidade em 1989, inverte-se a tendência decrescente da evolução do seu preço, passando este a apresentar acréscimos significativos Sistema Eléctrico Não Vinculado No primeiro período de regulação o cliente não vinculado devia pagar, para além do preço de energia eléctrica contratado livremente, as tarifas reguladas de uso da rede no nível de tensão a que está ligado, de uso das redes a montante e de uso global do sistema. No caso do cliente ter contratado a energia em Espanha, devia pagar adicionalmente as tarifas reguladas estabelecidas nesse país. Na Figura 3-26 apresenta-se um exemplo da composição do preço a pagar pelo cliente não vinculado que adquira a sua energia no mercado espanhol. Este exemplo corresponde a um cliente de MT com diagrama de carga rectangular. A metodologia de cálculo dos preços apresentados é descrita em detalhe no documento Comparação entre o preço de energia eléctrica no SEP e no SENV (importação) em 2, publicado pela ERSE. 51 Consumos médios anuais de 12 kwh e 35 kwh, de acordo com a caracterização da EUROSTAT

141 Figura 3-26 Composição do preço a pagar pelo cliente do SENV com importação de energia de Espanha Quadro 3-19 Comparação entre o preço de fornecimento de energia eléctrica pelo SEP e por importação de Espanha 5 4 cent E / kwh Preço de Energia e Potência (PTE/kWh) MAT %* AT-lu AT-mu AT-eu %* lu MT-lu MT-mu MT-eu %*lu Cliente do SEP Energia Potência Wano<3GWh Total Wano>3GWh (Desconto-1%) Total Wano>3GWh e P>17,5MW (-12,5%) Total Wano>3GWh + P>17,5MW (-12,5%) + Int (1%) Total Cliente não vinculado MAT AT MT POOL Perdas ES G. Potência Interligação Perdas PT UGS Uso Rede Total Regulado em Portugal Regulado em Espanha Não regulado Uso da rede portuguesa Uso da Interligação Preço de energia (POOL) Uso global do sistema Garantia de Potência * (CV-CNV)/CV lu - longas utilizações; mu - médias utilizações; cu - curtas utilizações. Perdas na rede portuguesa Perdas na rede espanhola No Quadro 3-19 e Figura 3-27 compara-se o preço de energia eléctrica para um cliente do SEP com diagrama de carga rectangular, com o preço que o mesmo cliente, exercendo o direito de elegibilidade, obteria pela importação de energia eléctrica espanhola. 6 Figura 3-27 Comparação entre o preço de fornecimento de energia eléctrica pelo SEP e por importação de Espanha cent E / kwh O preço de energia eléctrica no SEP foi calculado por aplicação do tarifário em Portu- 5 gal Continental para o ano de 21, tendo-se considerado quatro possibilidades. Na primeira, situam-se os clientes que não usufruem de qualquer desconto. Na segunda 4 e terceira, consideram-se os clientes que se encontram abrangidos pelas condições do artigo 9.º do Regulamento Tarifário 52, tendo um desconto de 1% ou 12,5% 3 sobre a totalidade da sua factura. Na quarta possibilidade, encontram-se os clientes do SEP que, para além do desconto de grande cliente de 12,5%, se sujeitam às con- 2 dições de interruptibilidade constantes do anexo do Regulamento Tarifário 1 e obtenham um desconto base mensal máximo de 1%. Para determinar o preço de 1 energia eléctrica no SENV, consideraram-se os preços finais de energia verificados no mercado espanhol em 21, acrescidos das diversas tarifas a aplicar em Espanha e Portugal, em 21. Este estudo foi realizado para os níveis de tensão MT, AT e MAT pelo facto dos potenciais clientes não vinculados se encontrarem ligados a CV-MAT-s/desc CV-MAT-1% CV-MAT-12,5% CV-MAT-12,5% +Int CNV-MAT CV-AT-s/desc CV-AT-1% CV-AT-12,5% CV-AT-12,5% +Int CNV-AT CV-MT-s/desc CV-MT-1% CV-MT-12,5% CV-MT-12,5% +Int CNV-MT estes níveis de tensão. POOL Perdas ES G. Potência Interligação Perdas PT UGS Uso Rede Energia Potência 52 Regulamento Tarifário em vigor em 21, publicado em

142 O preço de energia no mercado espanhol é variável ao longo do dia, sendo fixado para Figura 3-21 cada hora. Para o preço nos pontos de entrega em MAT, AT e MT apresenta-se nas Distribuição e frequência acumulada do preço de energia eléctrica no ponto de figuras seguintes a distribuição, os valores de extremo, o desvio padrão, a mediana e a entrega em MT em 21 por importação de Espanha moda. A série Probabilidade representa a probabilidade de ocorrência de um determi- % n.º dias no ano nado preço médio no ponto de entrega, enquanto a série Acumulado representa o 12 4 número de dias em que se verificou um preço médio inferior a um determinado valor Figura 3-28 Distribuição e frequência acumulada do preço de energia eléctrica no ponto de entrega em MAT em 21 por importação de Espanha % n.º dias no ano cent E /kwh Probabilidade Média Acumulado Mínimo dia Média dia Mediana dia Moda dia Máximo dia Desvio Padrão cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh % Probabilidade Média Acumulado cent E /kwh A Figura ilustra a evolução do preço médio da energia eléctrica por ponto de entrega no período 1998 a 21, a preços correntes. Mínimo dia Média dia Mediana dia Moda dia Máximo dia Desvio Padrão cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh % Figura Evolução do preço médio da energia eléctrica por ponto de entrega por importação de Espanha Figura 3-29 Distribuição e frequência acumulada do preço de energia eléctrica no ponto 6. cent E /kwh de entrega em AT em 21 por importação de Espanha 5. % n.º dias no ano MAT AT MT Probabilidade Média Acumulado cent E /kwh Mínimo dia Média dia Mediana dia Moda dia Máximo dia Desvio Padrão cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh cente/kwh % Ponto de entrega

143 Comparação dos preços da energia eléctrica A crescente liberalização do sector eléctrico na Europa, onde uma grande parte do consumo é elegível, tem vindo a tornar o exercício da comparação tarifária menos representativo. Na perspectiva da construção do Mercado Ibérico da Electricidade, importa comparar preços com Espanha. No entanto, optou-se também pelas comparações dos preços de electricidade para os consumidores domésticos com a Bélgica, França, Grécia e Itália, países onde este tipo de consumidores não têm ainda liberdade de escolha. A metodologia adoptada pela ERSE tem como base: Os consumidores-tipo domésticos e industriais do EUROSTAT, cuja caracterização é apresentada no Quadro 3.2 e no Quadro A conversão de preços em Euros, com e sem impostos. O cálculo da média dos preços através da ponderação dos preços por consumidor-tipo com a estrutura do consumo em Portugal. Quadro 3.2 Consumidores-tipo doméstico Consumidor Tipo Consumo Anual kwh Potência contratada indicativa Total nocturno kw D a 6-3 D b D c D d D e 2 15 >9 Fonte: EUROSTAT Consumidores Domésticos Incluindo impostos A Figura sintetiza a comparação dos preços da electricidade, incluindo impostos, para usos domésticos dos países em análise, podendo observar-se que os preços em Portugal eram: Superiores aos de Espanha, à excepção do consumidor-tipo D a. Inferiores aos da França, excepto no caso dos consumidores-tipo D b e D c. Inferiores aos da Bélgica. Superiores aos da Grécia. Superiores aos de Itália nos consumidores-tipo D a e D b e inferiores nos consumidores-tipo D c e D d. Figura Preços da electricidade com impostos para usos domésticos Julho de 21 cent E / kwh 8 Quadro 3.21 Consumidores-tipo industrial Consumidor Tipo Consumo Anual Potência Máxima Anual Utilização Anual (1) MWh kw horas I a I b I c I d I e I f I g I h I i (1) Duração da utilização anual da potência máxima Fonte: EUROSTAT Da Db Dc Dd De Portugal Espanha França Bélgica Grécia Itália Fonte: EUROSTAT O Quadro 3.22 sintetiza a comparação dos preços da electricidade com impostos para os consumidores domésticos entre Portugal e os cinco países acima mencionados: Bélgica, Espanha, França, Grécia e Itália

144 Quadro 3.22 Comparação dos preços com impostos para consumidores domésticos Consumidor-Tipo D a D b D c D d D e Média Consumo Anual (kwh/ano) Estrutura do Consumo em Portugal 7,8% 21,6% 45,% 17,7% 7,9% Preços (cente / kwh) Portugal 12,92 14,79 12,63 11,2 8,19 12,52 Bélgica 18,5 17,75 14,51 13,7 8,99 14,91 Espanha 13,4 13,4 1,48 9,61 6,86 1,9 França 16,36 14,49 11,7 11,38 9,41 12,43 Grécia 7,87 7,39 6,29 7,13 5,43 6,73 Itália 9,16 9,52 19,74 19,24 Desvios (%) Portugal/Bélgica -28,42-16,68-12,96-18,25-8,9-16,3 Portugal/Espanha -3,58 1,37 2,52 16,55 19,39 14,86 Portugal/França -21,3 2,7 7,95-1,58-12,96,72 Portugal/Grécia 64,17 1,14 1,79 57,8 5,83 86,3 Portugal/Itália 41,5 55,36-36,2-41,79 Nota: Desvio do preço em Portugal face ao preço no outro país Figura Preços da electricidade sem impostos para usos domésticos Julho de 21 cent E / kwh Da Db Dc Dd De Verifica-se que, em termos globais, tendo em conta a estrutura de consumos estimada para Portugal, os preços para usos domésticos encontravam-se cerca de 15% acima dos de Espanha e cerca de 16% abaixo dos da Bélgica. Também se pode concluir que os preços em Portugal são cerca de,72% superiores aos de França e cerca de 86% superiores aos da Grécia, chegando aos 1% em dois dos consumidores-tipo. Pode observar-se que os preços com impostos em Portugal praticados para os consumidores-tipo D a e D b são superiores aos de Itália 53, cerca de 41% e 55% respectivamente, sendo inferiores nos consumidores-tipo D c e D d, em cerca de 36% e 42%. O facto de os preços de electricidade em Portugal, para os consumidores de menor consumo, serem maiores do que os de Itália deve-se às tarifas sociais praticadas por este país para este tipo de consumidores. Excluindo impostos A Figura mostra a comparação dos preços de electricidade para usos domésticos, excluindo impostos, podendo concluir-se que os preços em Portugal são: Superiores aos de Espanha e da Grécia. Superiores aos de França, à excepção do consumidor-tipo D a. Inferiores aos de Bélgica exceptuando os consumidores-tipo D c e D e. Superiores aos de Itália nos consumidores-tipo D a e D b e inferiores nos consumidores-tipo D c e D d. 53 A Itália não apresenta valores para o consumidor-tipo D e. Deste modo optou-se por não calcular o desvio total, apresentando-se apenas os desvios para cada tipo de consumidor. Portugal Espanha França Bélgica Grécia Itália Fonte: EUROSTAT O Quadro 3.23 apresenta a comparação dos preços da electricidade sem impostos para os consumidores domésticos entre Portugal e Bélgica, Espanha, França, Grécia e Itália. Quadro 3.23 Comparação dos preços sem impostos para consumidores domésticos Consumidor-Tipo D a D b D c D d D e Média Consumo Anual (kwh/ano) Estrutura do Consumo em Portugal 7,8% 21,6% 45,% 17,7% 7,9% Preços (cent / kwh) Portugal 12,17 14,1 12, 1,65 7,8 11,88 Bélgica 14,77 14,52 11,84 11,18 7,28 12,17 Espanha 1,99 1,99 8,59 7,88 5,63 8,94 França 12,72 11,1 9,11 8,83 7,31 9,63 Grécia 7,28 6,84 5,83 6,6 5,3 6,23 Itália 7,45 7,78 14,72 14,28 Desvios (%) Portugal/Bélgica -17,6-3,51 1,35-4,74 7,14-2,38 Portugal/Espanha 1,74 27,48 39,7 35,15 38,54 32,89 Portugal/França -4,32 26,22 31,72 2,61 6,7 23,36 Portugal/Grécia 67,17 14,82 15,83 61,36 55,7 9,69 Portugal/Itália 63,36 8,8-18,48-25,42 Nota: Desvio do preço em Portugal face ao preço no outro país

145 À semelhança da situação anterior, os preços em Portugal situam-se claramente acima dos preços de electricidade em Espanha em cerca de 33%. Este quadro permite também verificar um desvio entre os preços em análise de Portugal e da Bélgica de 2,4%, continuando Portugal a ter os preços mais baixos. O quadro mostra ainda que, entre Portugal e França, o desvio é de 23%. Os preços da electricidade sem impostos em Portugal são cerca de 91% superiores aos da Grécia, atingindo mesmo cerca de 16% no caso do consumidor-tipo D c. Tal como no caso anterior, pode observar-se que os preços de electricidade sem impostos para os consumidores-tipo D a e D b em Portugal são superiores, em cerca de 63% e 8% respectivamente, aos de Itália. No caso dos consumidores-tipo D c e D d, o caso inverte-se sendo os preços praticados em Portugal inferiores aos de Itália em cerca de 19% e 25% respectivamente. Comparando agora a variação de preços de electricidade para os consumidores domésticos que ocorreu entre 1 de Julho de 2 e 1 de Julho de 21, pode dizer- -se que as variações mais significativas ocorreram em Itália, onde os aumentos dos preços de alguns consumidores chegaram a atingir cerca de 8,5%. Em Espanha verificou-se uma descida percentual quase idêntica para todos os consumidores, na ordem dos 4%, enquanto que na Grécia os preços subiram quase 6%. A Bélgica desceu os preços para os consumidores de menor consumo e subiu os preços para os de maior consumo, ao contrário de Itália, como pode observar-se na Figura Figura Variação dos preços de electricidade para usos domésticos 1 de Julho 2 vs 1 de Julho de 21 % Da comparação com estes países, conclui-se que os preços da electricidade praticados para os domésticos em Portugal são inferiores apenas aos praticados na Bélgica e que a carga fiscal que incide sobre os preços de electricidade no outros países é muito superior à verificada em Portugal Consumidores Industriais Incluindo Impostos No que respeita aos preços com impostos praticados em Espanha para cada consumidor-tipo na indústria, pode concluir-se que Portugal está ligeiramente acima para os consumidores-tipo I c, I d, I e, e I f, e abaixo para os restantes, conforme ilustrado na Figura Contudo, há que ter em conta que estes preços não incluem qualquer tipo de descontos, o que enviesa a comparação entre os dois países. Figura Preços de Electricidade com Impostos para Usos Industriais Julho de 21 cent E / kwh 1, 4 8, 2 6, 4, Ia Ib Ic Id Ie If Ig Ih Ii 2, Portugal Espanha, Fonte: EUROSTAT -2, -4, -6, -8, PT ES FR BE GR IT O Quadro 3.24 apresenta uma comparação entre os preços da electricidade para os consumidores industriais, incluindo impostos, em Portugal e Espanha. Através da sua análise pode concluir-se que os preços em Portugal são sensivelmente superiores ao preços praticados em Espanha, situando-se cerca de 2% acima. Da Db Dc Dd De

146 Quadro 3.24 Comparação dos Preços com impostos entre Portugal e Espanha Consumidores Industriais a 1 de Julho de 21 Consumidor-Tipo I a I b I c I d I e I f I g I h I i Média Potência (kw) Utilização Anual (h) Estrutura do Consumo em Portugal 1,9% 1,9% 17,7% 2,5% 26,2% 13,2% 1,3% 6,2% 2,1% Preços (cente/kwh) Portugal 11,29 11,6 9,6 7,73 6,84 6,83 5,57 4,99 4,58 7,29 Espanha 11,91 11,91 8,41 7,41 6,71 6,27 5,96 5,86 5,7 7,14 Desvios (%) Portugal/Espanha -5,21-7,14 7,73 4,32 1,94 8,93-6,54-14,85-19,65 2,1 *Média aritmética ponderada pela estrutura de consumo em Portugal Excluindo Impostos Como pode ser observado na Figura 3-216, os preços da electricidade em Portugal para usos industriais, excluindo impostos, são superiores aos de Espanha, à excepção dos dois consumidores-tipo de maior dimensão. O Quadro 3.25 mostra uma comparação entre os preços sem impostos da electricidade para os consumidores industriais de Portugal e Espanha. A diferença de preços sem impostos entre Portugal e Espanha agrava-se face à análise anterior, situando-se nos 18,4%. Quadro 3.25 Comparação dos Preços sem impostos entre Portugal e Espanha Consumidores Industriais a 1 de Julho de 21 Consumidor-Tipo I a I b I c I d I e I f I g I h I i Média* Potência (kw) Utilização Anual (h) Estrutura do Consumo em Portugal 1,9% 1,9% 17,7% 2,5% 26,2% 13,2% 1,3% 6,2% 2,1% Preços (cente/kwh) Portugal 1,74 1,52 8,63 7,36 6,51 6,51 5,3 4,76 4,37 6,94 Espanha 9,77 9,77 6,89 6,8 5,5 5,14 4,89 4,81 4,68 5,86 Desvios (%) Portugal/Espanha 9,93 7,68 25,25 21,5 18,36 26,65 8,38-1,4-6,62 18,43 *Média aritmética ponderada pela estrutura de consumo em Portugal Figura Preços de Electricidade sem Impostos para Usos Industriais Julho de 21 cent E / kwh Ia Ib Ic Id Ie If Ig Ih Ii Portugal Espanha

147 Anexos

148 Anexo I Siglas e Unidades Siglas AIA Avaliação de Impacte Ambiental AT Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kv e igual ou inferior a 11 kv) BT BTE BTN CAE CE CENEL CIGRÉ CNE CNV COGEN Portugal CPPE DGA DGE EDP EEJ-net EMAS EN END ENF ETAR EUROSTAT FBCF GGV Baixa Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kv) Baixa Tensão Especial (baixa tensão com potência contratada superior a 41,4 kw) Baixa Tensão Normal (baixa tensão com potência contratada inferior ou igual a 41,4 kw) Contrato de Aquisição de Energia Comunidade Europeia CENEL - Electricidade do Centro, S.A. Conférence Internationale des Grands Réseaux Électriques à Haute Tension (Conferência Internacional das Grandes Redes Eléctricas de Alta Tensão) Comisión Nacional de Energía Cliente não Vinculado Associação Portuguesa de Cogeração CPPE - Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade, S.A. Direcção-Geral do Ambiente Direcção-Geral de Energia EDP - Electricidade de Portugal, S.A. Rede Europeia Extrajudicial Environmental Management and Audit Scheme (Sistema de Ecogestão e Auditoria Ambiental) EN - Electricidade do Norte, S.A. Energia Não Distribuída Energia Não Fornecida Estação de Tratamento de Águas Residuais Domésticas Gabinete de Estatística da União Europeia Formação Bruta de Capital Fixo Grupo Gerador de Vapor 295

149 GPL Gás de Petróleo Liquefeito SARI System Average Restoration Index (Tempo Médio de Reposição HDN Energia do Norte, S.A. de Serviço do Sistema) HIDROCENEL HIDROCENEL - Energia do Centro, S.A. SE Subestação Hidrotejo Hidrotejo - Hidroeléctrica do Tejo, S.A. SEI Sistema Eléctrico Independente IEA International Energy Agency SEN Sistema Eléctrico Nacional INE Instituto Nacional de Estatística SENV Sistema Eléctrico não Vinculado IPC Índice de Preços no Consumidor SEP Sistema Eléctrico de Serviço Público IPH Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica SLE SLE - Electricidade do Sul, S.A. IRC Imposto sobre o Rendimento de Pessoas Colectivas Tejo Energia Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. IVA Imposto sobre o Valor Acrescentado TIE Tempo de Interrupção Equivalente LTE LTE - Electricidade de Lisboa e Vale do Tejo, S.A. TIEPI Tempo de Interrupção Equivalente da Potência Instalada MAT Muito Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é TURBOGÁS Turbogás - Produtora Energética, S.A. superior a 11 kv) UCTE Union pour la Coordination du Transport de l Électricité (União MT Média Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a para a Coordenação do Transporte de Electricidade) 1 kv e igual ou inferior a 45 kv) UE União Europeia NT Níveis de Tensão MT e AT UNIPEDE Union Internationale des Producteurs et Distributeurs d Énergie OCDE Organisation de Coopération et de Développement Économiques Électrique (União Internacional dos Produtores e Distribuidores de Energia Eléctrica PCI Poder Calorífico Inferior VAB Valor Acrescentado Bruto PIB Produto Interno Bruto PPC Paridade do Poder de Compra PRE Produção em Regime Especial PT Posto de Transformação QAB Quantidade Anual Base RARI Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações RD Regulamento do Despacho REN REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. RNT Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica RQS Regulamento da Qualidade de Serviço RRC Regulamento de Relações Comerciais RT Regulamento Tarifário SAIDI System Average Interruption Duration Index (Duração Média das Interrupções de Serviço do Sistema) SAIFI System Average Interruption Frequency Index (Frequência Média das Interrupções de Serviço do Sistema)

150 Unidades Múltiplos das Unidades A ampère Símbolo Prefixo Factor EUR g h J m N PTE s t tep USD V VA var W euro grama hora joule metro newton escudo português segundo tonelada tonelada equivalente de petróleo dólar dos EUA volt voltampere voltampere reactivo Watt h hecto 1 2 k quilo 1 3 M mega 1 6 G giga 1 9 T tera

151 Anexo II Esquema 2 SEP 36, TWh 46,4 E/MWh (a) 82,9% SEI 6,5 TWh 53,7 E/MWh (b) 15% Saldo Importador,9 TWh 2,1% Produção SENV,6 TWh 56,13 E/MWh (a) 1,5% Importação Consumos e perdas 1, TWh 4,2%(c) CPPE 24, TWh 47,77 E/MWh Consumos e perdas,4 TWh 7,1%(c) Tejo Energia 4,6 TWh 5,97 E/MWh Consumos e perdas,1 TWh 1,9%(c) Turbogás 5,9 TWh 49,14 E/MWh Consumos e perdas, TWh,7%(c) HDN,2 TWh 59,24 E/MWh Consumos e perdas, TWh 2,2%(c) HIDROCENEL,3 TWh 57,34 E/MWh Consumos e perdas, TWh 1,5%(c) EDP Energia,2 TWh 53,5 E/kWh 62,3% 12,% 15,3%,6%,6%,4% 6,4% x 1 6 euros 235 x 1 6 euros 29 x 1 6 euros 131 x 1 6 euros Produção em Regime Especial Injecção na Rede 2,5 TWh 53,8 E/MWh Autoconsumo 3,4 TWh SEP,6 TWh 1,7% 9,4 x 1 6 euros Saldo Importador SENV,3 TWh,7% Transporte (REN) Perdas,6 TWh 1,7% (d) SEP SENV,2 TWh Distribuição (EDP Distribuição) 13,7 x 1 6 euros 13,7 x 1 6 euros 8,2 x 1 6 euros Uso da Rede de Distribuição TWh cent E/kWh Total 34,3 2,8 Vendas a Clientes Finais (EDP Distribuição) TEP 1615,6 UGS 97,5 UGS 128,7 1841,8 x 1 6 euros SEP Energia Entrada TWh cent E/kWh REN + PRE Parcela livre Total 36,4,6 37, 5,6 5,7 5,7 Indústria Doméstico Outros Total MAT/AT/MT MAT AT MT BTe / BT (e) BTe BT (e) URD 34,1 2,82 Total Energia Saída TWh % cent E/kWh 1 6 euros 12,7 11,7 9,7 34,1 15,2,8 3,3 11,1 18,9 2,7 16,2 34,1 37,2 34,4 28,4 1, 44,6 2,3 9,8 32,5 55,4 7,8 47,6 1, Perdas 2,9 TWh 7,8%(d) 5,93 3,5 4, 6,68 11,43 9,25 11,79 8,98 91,8 27,1 133,2 741,5 216,5 245,8 1914,7 362,3 959,8 x 1 6 euros 1,2 x 1 6 euros UGS,9 URT 1, 1,9 x 1 6 euros SENV AT MT Total (a) Vendas / Consumo referido à Produção (b) Vendas / Consumo referido à Produção (exclui o Autoconsumo) (c) (Consumos Próprios + Perdas nas Centrais) / Produção (d) Perdas / Energia Entrada (e) Inclui Iluminação Pública Nota: A energia produzida pelas centrais da HDN, Hidrocenel e EDP Energia é entregue directamente às empresas de distribuição. TWh,1,1,2 % 38,3 61,7 1, 3 31

152 Anexo III Empresas do Sector Eléctrico I. Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP) A. Produção Entidade Morada Código Postal CPPE Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade, S.A. (Grupo EDP) Av. Barbosa du Bocage, 45 Apartado LISBOA TEJO ENERGIA Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. Central Termoeléctrica do Pego Estrada Nacional 118, km 142,1 Pego 22 ABRANTES TURBOGÁS Produtora Energética, S.A. Av. Miguel Bombarda, 36, 6º 1 LISBOA B. Transporte Entidade Morada Código Postal REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. Av. Estados Unidos da América, 55-12º LISBOA C. Distribuição 1. Grupo EDP Entidade Morada Código Postal EDP Distribuição Energia, S.A. Rua Camilo Castelo Branco, LISBOA 2. Pequenos Distribuidores Entidade Morada Código Postal A CELER Cooperativa de Electrificação de Rebordosa Av. Bombeiros Voluntários, REBORDOSA A Eléctrica Moreira de Cónegos Rua de S. Paio Padroeiro, MOREIRA DE CÓNEGOS Adm. dos Portos Douro e Leixões Av. da Liberdade Leça da Palmeira 445 MATOSINHOS Adm. dos Portos Setúbal e Sesimbra Praça da República 29 SETÚBAL Adm-Geral do Porto de Lisboa R. da Junqueira, LISBOA Assoc. Reg. e Beneficiários Silves, Lagoa e Portimão (*) R. Dr. Manuel de Arriaga 83 SILVES Assoc. Regantes e Beneficiários do Alvor (*) Odeáxere 86 LAGOS C. Carris de Ferro de Lisboa R. 1º de Maio, 11/13 13 LISBOA C. de Ferro Portugueses Calçada do Duque, 2 12 LISBOA Casa do Povo de Valongo do Vouga R. Casa do Povo, VALONGO DO VOUGA Coop. Eléct. S. Simão de Novais Corredoura NOVAIS Coop. Eléctrica de Aguada de Baixo Aguada de Baixo 375 AGUADA DE BAIXO Coop. Eléctrica de Vale de Este, CRL R. Padre Domingos Joaquim Pereira, LOURO Coop. Eléctrica de Vilarinho Lugar das Fontaínhas - Vilarinho 478 SANTO TIRSO Coop. Eléctrica do Loureiro, Lda. R. Sá Carneiro Loureiro 372 OLIVEIRA DE AZEMÉIS Cooperativa de Electrificação "A Lorde", CRL R. da Cooperativa, LORDELO PRD COOPRORIZ Coop. Abast. Energia Eléctrica, CRL R. Sampaio de Virães RORIZ DGHERA-Direcção-Geral Hid. Eng Rural e Ambiente (*) Av. Afonso Costa, 3 19 LISBOA Escola Prática de Engenharia Tancos 226 TANCOS F. Porcelana de Vista Alegre, Lda. Apartado LISBOA Hidroeléctrica da Ribeira de Alforfa, S.A. (*) Unhais da Serra Instituto de Reinserção Social S. Fiel Louriçal do Campo 65 SÃO VICENTE DA BEIRA Jordão, Costa & Cª (*) Av. D. Afonso Henriques 481 GUIMARÃES Junta Autónoma Porto da Figueira da Foz R. Engº Silva, FIGUEIRA DA FOZ Junta Autónoma Porto de Aveiro Av. Dr. Lourenço Peixinho, 11-2º 38 AVEIRO Junta Autónoma Portos do Norte Praça do Marquês, VIANA DO CASTELO Junta de Freg. Cortes do Meio R. Montes Hermínios, CORTES DO MEIO MANUPOR - Manuf. Têxteis Portuguesas, Lda. Apartado VIANA DO CASTELO Rodoviária Nacional, EP-Cop4 Rua Iracy Doyle, CASCAIS Serv. Mun. Transp. Urbanos Coimbra Guarda Inglesa 34 COIMBRA Serv. Municipalizados da Nazaré R. Dr. Joaquim Manso 245 NAZARÉ Sociedade de Transportes Colectivos do Porto Av. da Boavista, PORTO (*) São simultaneamente pequenos produtores Fonte: DGE II. Sistema Eléctrico Independente (SEI) D. Sistema Eléctrico Não Vinculado (SENV) 3. Produção Não Vinculada Entidade Morada Código Postal HDN Energia do Norte, S.A. (Grupo EDP) Rua do Caires, 292-1º BRAGA HIDROCENEL Energia do Centro, S.A. (Grupo EDP) Apartado Quintela SEIA EDP Energia, S.A. (Grupo EDP) Praça Marquês de Pombal, LISBOA TER Termoeléctrica do Ribatejo, S.A. (Grupo EDP) Av. Estados Unidos da América, 55-12º LISBOA E. Produção em Regime Especial (PRE) 4. Cogeração Entidade ACA Central Abastecedora Produtos Avícolas S.A., Lda Academia Ins. Rec. Fam. Alm. Adelino Duarte da Mota, S.A. ADP - Adubos de Portugal, S.A. ADSAICA - Assoc. Desenvol. Serras D'Aires e Candeeiros AGERE Emp. de Águas, Efluentes e Resíduos de Braga Agro-Pecuária da Várzea de Gois, Lda. Agro-Pecuária Mirante e Freires, S.A. AIN Agro-Industrial do Nordeste, S.A. ALCÂNTARA Ref. - Açúcares, S.A. Amorim Revestimentos ( Ex-Inacor ) ANIMAGRO - Agr. Pec. Qui. Ceb., Lda. António de Almeida & Filhos Armando da Silva Antunes, SA LASA Arrozeiras. Mundiarroz, S.A. Associação Por. Par. Cer

153 Entidade AVIBOM - Ene. Elé., Lda. AVIBOM AVÍCOLA, S.A. BA Fábrica de Vidros Barbosa e Almeida, S.A. BAMISO - Prod. Serviços Energéticos, SA (Ex-Cires) Barroso e Machado, Lda BCP / Atlântico (Serviço de Manutenção de Instalações) BELFILENE BELIGAZ Bernardino de Almeida e Costa BOREALIS Produtos Químicos, SA BRESFOR Indústria do Formol, Lda Câmara Municipal de Braga Câmara Municipal de Estarreja Câmara Municipal de Paredes de Coura Câmara Municipal de Ponte de Lima CAMPOS - Rec. Ene., ACE CARRIÇO - Cogeração CASCA Sociedade de Revestimentos, S.A. CELORITEL Sociedade Hoteleira, Lda CENTRALCER Central de Cervejas, S.A. CENTROLIVA - Tra. Ole. Cen. S.A. Cerâmica Sotelha CLIMAESPAÇO Soc. Prod. Dist. Urb. Ener. Elect., S.A. CNB/CAMAC Companhia Nacional de Borracha, S.A. COELIMA Indústrias Têxteis, S.A. COGEBAR Cogeração de Barcelos, Lda COGERA - Soc. Prod. Energ. Coger., Lda. COGESAC - Cog. Ave. Lda. COLEP Energia, Lda Companhia de Celulose do Caima, S.A. Companhia de Linhas Coats & Clark, Lda Companhia do Papel do Prado, S.A. Companhia Térmica Compal, ACE Companhia Térmica de Ponte da Pedra, ACE Companhia Térmica de Ribeira Velha, ACE Companhia Térmica de S. Jorge de Selho, ACE Companhia Térmica Lusi., ACE Companhia Térmica LUSO, ACE Companhia Térmica Mundo Têxtil, ACE Companhia Térmica Oliveira Ferreira, ACE Companhia Térmica Ser., ACE Companhia Térmica Tagol Constantino Mota, S.A. CONTINENTAL MABOR - Indústria de Pneus, S.A. CONVERFIL Sociedade Industrial Têxtil, S.A. CORTELA - Aca. Têx. Por. COVELAS Energia, Lda. CSP - Soc. de Cogeração, Lda. Cerâmica S. Paulo CTE - Cen. Tér. Est., Lda. DAI - Soc. Des. Agr. Ind., S.A. Entidade DESCAPOR Soc. de Descasque Portuguesa Domingos de Sousa & Filhos DRAGA Assistência Técnica e Industrial, Lda ECE Empresa de Cogeração de Estarreja, Lda EET - Energia Eléctrica e Térmica, S.A. EFANOR Fios, S.A. Eléctrica Mata Lobos, Lda. Empreendimentos Imobiliários Colombo, S.A. Empresa Agro-Pecuária Várzea de Góis, Lda. ENERBARROSO - Prod. Ges. Ene. Lda. ENERBEIRA - Recursos Energéticos, Lda. ENERCAIMA - Produção de Energia, S.A. ENERCAMPO - Produção de Energia, Lda. ENERCICLA - Soc. Cog. Ele., Lda. ENERCOR - Produção de Energia, ACE ENERCUNHA ENERLEÇA - Produção de Energia, Lda. ENERLEÇA - Produção de Energia, Lda. ENERNISA - Prod. Enr, S.A. ENERPULP - Cog. Ene. Pas., S.A. ENERREIVAX ENERVIZ Produção de Energia de Vizela, Lda EURORESINAS EVA Eléctrica de Varziela, S.A. EVI Produção de Energia, Lda (Ex COVINA) F. Ramada, Aços e Indústrias, S.A. Fábrica Cerâmica de Valadares, S.A. Fábrica do Arco - Recursos Energéticos Fábrica Têxtil Riopele, S.A. FAPAJAL - Fábrica de Papel do Tojal, Lda. FENERALT FEXOL - Fab. Ext. Óleos Montemor-O-Novo FILASA Fiação Armando da Silva Antunes, S.A. GAVIM GDL - Soc. Distribuidora de Gás Natural de Lisboa GERAWATT - Des. Pro. Ene. Ginásio Clube Figueirense GONDOMARINHO HLC HLC-EUROPARQUES Ene., ACE HLC-HOECHST Fib. Ene., ACE Hospital Distrital de Mirandela IMOR - Com. Imo., S.A, INCOPEL Indústria e Comércio de Peles, S.A. INDUGER Indústria de Lacticínios da Madeira, Lda. (ILMA) J. Coelho da Silva, Lda. José Machado de Almeida, Energia, Lda. Lameirinho Recursos Energéticos, S.A. LSM ENERGIA, ACE 34 35

154 Entidade LUSOCERAM - Emp. Cer., S.A. LUSOTUFO MAIASHOPPING - Emp. Imo., S.A. MELRUI Soc. Produtora de Ovos, Lda. Monteiro, Ribas - Indústrias, S.A. Nova Penteação e Fiação da Covilhã NUTROTOM GÁS BIOENERGIA, ACE OVOLIS Aviário Produtor do Monte, Lda. Papéis de Porto Cavaleiros, S.A. Papéis Inapa, S.A. Paulo de Oliveira, Lda. Pereira Fernandes Recursos Energéticos, Lda. Persuínos, S.A. PETROGAL - Petróleos de Portugal PETROGAL, S.A. (Lisboa) PETROGAL, S.A. (Porto) PETROGAL, S.A. (Sines) PINCOLTÉXTEIS POCERAM PORTUCEL Industrial Empresa de Produção de Celulose, S.A. PORTUCEL Industrial, S.A. PORTUCEL Recicla, S.A. - Indústria de Papel Reciclado PORTUCEL Tejo, S.A. PORTUCEL Viana, S.A. PROLEITE / MIMOSA, Produtos Lácteos Quinta dos Ingleses Coop. Agro-Pecuária Quinta e Costa, Lda. Rações Valouro, S.A. RAR - Refinarias de Açúcar Reunidas, S.A. RECER REFICEL Soc. Recuperação Fibras Celulósicas, S.A. S.P.C.G. - Soc. Por. Cog. Elé., S.A. Sacramento & Araújos, Lda. Sampedro Energia, S.A. SANITANA Fábrica de Sanitários de Anadia, S.A. SARAMAGOS - Soc. Pro. Ene. S.A. SCG - Soc. Cog. Col., S.A. SECIL - Comp. Geral de Cal e Cimento, S.A. Sedas Vizela, J.S.O., S.A. Serviços Municipalizados de Água e Saneamento de Leiria Serviços Municipalizados de Água e Saneamento de Loures SEVA - Soc. Energética de Valdante, S.A. SIAF - Soc. de Iniciativa e A. Florestais, S.A. Siderurgia Nacional, S.A. SIMAL Soc. Insular Massas Alimentícias, S.A. SINAGA Soc. de Indústrias Agrícolas Açoreanas, S.A. Soc. de Cogeração da Pardala, Lda. Soc. Industrial de Mindelo, S.A. Soc. Lusitana de Destilação, Lda. SOLVAY PORTUGAL, S.A. Entidade SOMINCOR SONAE Indústria de Revestimentos, S.A. SOPECUÁRIA - Soc. Exp. Pec., Lda. SOPET - Soc. Pec. Tor., Lda. SOPORCEL - Soc. Portuguesa de Papel, S.A. SOPORGEN SOTERGA - Soc. Ter. Gan., S.A. SOTERNIX SPE Soc. Produtora de Electricidade e Calor, S.A. STORA CELBI Celulose Beira Industrial, S.A. SUCH-DALKIA, ACE TAGUSPARK TEBE Energia Têxtil Lopes da Costa, S.A. Têxtil Tearfil, S.A. TINTROFA Tinturaria da Trofa, S.A. TRANSGÁS Serviços VALQUEIMADO Agro-Pecuária V. Queimado, Lda. VAPE Produção Energética, S.A. VERCINGETORIX ABELHA VICTOR ÂNGELO - Ind. de Madeiras, S.A. VINOCOR Fonte: DGE, Eólica Entidade Aerogeradores de Portugal, S.A. ALTENERG - Prod. Ind. Ene. Alto de Espinho - Eólica Uni., Lda. ATBERG - Eólica Alt,. Tâm. Bar., Lda. BP Portuguesa, S.A. EDP - Distribuição Energia, S.A. EEA - Emp. Eólica Alvadia, Lda. ENERFLORA ENERGIEKONTOR Portugal - Ene. Eólica, Lda. ENERNOVA - Novas Energias, S.A. ENERPLUS ENERVENTO - Energias Renováveis ENERWATT ENTREVENTOS EOLENERG - Emp. Ele. Eólica da Cabreira Eólica do Centro FINERGE - Ges. Pro. Ene., S.A. Freita Eólica - Energia Eólica, Lda. GEDETEC HRA - Hid. Rib. Alf. Monte dos Vendavais NOROESTE - Pro. Com. Enr. Ren., Lda. NOVINERGI 36 37

155 Entidade Parque Eólico Alto da Vaca Parque Eólico de S.João Parque Eólico Malhadas-Góis, Lda. Pedro Vilas Boas PESL - Par. Eólico Ser. Lar., Lda. PESM - Parque Eólico Serra Mealhada, Lda. PICOS VERDES Energias Renováveis, Lda. SEE - SUL Ene. Eólica, Lda. Teixeira e Lima TOMEN Eléctrica Produção de Energia, Lda. UNIT ENERGY - Ene. Ren., S.A. VENTOESTE Fonte: DGE, Mini-hídrica Entidade Adelino Nascimento Carvalho Alfredo Silva Araújo & C.ª, Lda. António F.Camello & C.ª, Lda. Associação de Beneficiários do Caia Associação Mun. Cov. Bel Bento de Sousa, Lda. Fábrica de Papel Caima Caboareal M. & Ilídio Central hidroeléctrica, Lda. Câmara Municipal de Bragança Câmara Municipal de Felgueiras Câmara Municipal de Ribeira de Pena Câmara Municipal Torre de Moncorvo Central Hidroeléctrica do Caima, Lda. CEOV Comp. De Extracção de Óleos Vegetais, Lda. Comp. da Fábrica de Fiação e Tecidos de Tomar, SARL Comp. de Fiação e Tecidos de Alcobaça Comp. de Fiação e Tecidos de Fafe Comp. do Papel do Prado, S.A. Comp. Fabril do Cávado, S.A. Comp. Nacional de Fiação e Tecidos de Torres Novas Comp. Térmica Compal, ACE E.B. Ele. Bei., Lda. ECH - Exploração de Centrais Hidroeléctricas, S.A. EHATB - Emp. Hid. Alt. Tam. Bar., S.A. EMPOA Empresa de Engarrafamento de Águas, S.A. Empreendimentos Hidroeléctricos do Alto T. Barroso Empresa Exploradora de Minas, S.A. Empresa Industrial de Pevidem Empresa Rio Vizela, Lda. Empresa Têxtil de Rio de Ferro, Lda. Empresa Têxtil do Bugio, S.A. Empresa Têxtil Eléctrica, Lda. Energia Verde Energias Hidroeléctricas, Lda. Expl. Agro-Pecuária Pinto Triunfante, Lda. Entidade Fábrica de Fiação e Tecidos de Delães, S.A. Fábrica de Fiação e Tecidos do Bairro, Lda. Fábrica de Fiação e Tecidos do Rio Vizela, Lda. Fábrica de Papel de Vale Maior, Lda. Fábrica Pap. Cal. Bem. Sou., Lda. Fábrica Têxtil de Vizela, S.A. Fábricas Mendes Godinho, S.A. GARFER INTERNACIONAL GENERG - Gestão e Projectos de Energia, S.A. GESTHIDRO - Gestão de Recursos Hidroenergéticos HARPENERG - Gestão e Projectos Energéticos HIDRINOR - Hídrica do Norte, Lda. HIDRINVESTE Investimentos Energéticos, Lda. HIDROBEIRA - Api. Hid. Bei. Alt., Lda. Hidrocentrais de Castro Daire, S.A. Hidrocentrais de Lafões HIDROCENTRAIS REUNIDAS, S.A. HIDROCORGO Hidroeléctrica do Corgo, S.A. Hidroeléctrica da Boavista José Pereira Araújo, Lda. Hidroeléctrica de Casal, Lda. Hidroeléctrica de Fagilde, Lda. (Grupo ENGIL) Hidroeléctrica de Manteigas, Lda. Hidroeléctrica de Múceres, Lda. Hidroeléctrica de Penacova Hidroeléctrica de Pinhel Hidroeléctrica do Alva, Lda. Hidroeléctrica do Monte, Lda. Hidroeléctrica do Peio Hidroeléctrica do Rabaçal - Ponte, Lda. Hidroeléctrica do Zêzere, Lda. HIDROERG Projectos Energéticos HIDRORECURSOS - Exp. Ene. Ele., Lda. HIDROSEARA HIDROTUELA - Soc. Hidroeléctrica da Tuela, S.A. HV - Hid. Val., Lda. IDEPA Indústrias de Passamanerias José Joaquim de Olazabal Y Albuquerque José Magalhães Alves Matos Cunha, Lda. MATRENA Soc. Industrial de Papéis, S.A. Mini-hídrica de Senhorim, Lda. Nova Vouga Industria de Alimentação, S.A. PASTAFLEX Pastas e Feltros, Lda. PEM - Prod. Energia Minihídrica, Lda. Produtora de Energia Mini-Hídrica, Lda. Raul Ferreira, SHN, Soc. Hid. Nor., Lda. RENOVA - Fábrica de Papel do Almonda, S.A. Ribeira da Teja Rui Manuel Santos Marques S.H.N. - Soc. Hidroeléctrica do Norte, Lda

156 Entidade Sampaio Ferreira & C.ª, Lda. SED Soc. Eléctrica do Douro Litoral, Lda. Seminário das Missões de Nossa Sra. Conceição Soc. Exploradora de Recursos Energéticos, Lda. Soc. Hidroeléctrica da Grela, Lda. Soc. Hidroeléctrica do Rio Ferreira Sociedade Hid. Rio Fer., Lda. SUDAMTEX Têxteis, Lda. Têxteis Lopes Correia Têxteis Manuel Gonçalves, S.A. Fonte: DGE, Solar Entidade BP Portuguesa Petróleos, S.A. BP Portuguesa, S.A. EDP - Distribuição Energia, S.A. Fernanda Rosa António MARIA RIECK MOBIL OIL Portuguesa. Lda. Fonte: DGE, Outras Formas Entidade Associação Mun. Ter. San. Mar. BIOCENTRO Produção de Energia, Lda CAIMA ENERGIA - Emp. Ges. Exp. Ene., S.A. Câmara Municipal de Abrantes Cruz Valente, Lda. ECOTREDI - Eco. Tra. Res., S.A. EDP, S.A. EMARLIS - Emp. Mun. Águ. Res. Lis. Em. ENVIROIL - Res. Ene., Lda. LIPOR II LUSÁGUA - Gestão de Águas Manuel Rodrigues, Herdeiros Lda. NOVA UCAL NUTROTONGAS O CHOURIÇO Coop. Prod. Carnes do Casal de Aires Recauchutagem Nortenha Serviços Mun. Águ. San. Por. SIMRIA Soc. Agr. Pec. Erm. Min., Lda. VALORSUL V. Trat. Res. Sólidos AML (Norte), S.A. Fonte: DGE, 1998 Anexo IV Centros Electroprodutores I. Centrais Termoeléctricas Ano de entrada Nº de Pot. instalada Pot.máxima Empresa Centrais Localização em exploração Combustível grupos MW MW C Tapada do Outeiro (1) Gondomar 1959 Carvão e Fuelóleo 1 5, 46,9 Carregado (2) Alenquer 1968 Fuelóleo e gás natural 6 75, 71,2 P Setúbal Setúbal 1979 Fuelóleo 4 1, 946,4 Sines Sines 1985 Carvão , 1 192, P Barreiro (3) Barreiro 1978 Fuelóleo 2 64,5 56, Alto de Mira Amadora 1975 Gasóleo 6 135, 132, E Tunes Silves 1973 Gasóleo 4 199,2 197, Total CPPE ,7 3 28,5 Tejo Energia Pego Abrantes 1993 Carvão 2 615,2 584, TURBOGÁS Tapada do Outeiro (4) Gondomar 1998 Gás natural 3 33, n.d Total Térmico do SEP , ,5 (1) - Os Grupos 1 e 2 foram descomissionados em e , respectivamente. Actualmente a central opera apenas a fuelóleo. (2) - O funcionamento a fuelóleo/gás natural ficou disponível nos grupos 5 e 6 a partir de Outubro de (3) - A Central do Barreiro destina-se à produção de electricidade e vapor para fins industriais. O Grupo I é de contrapressão e o Grupo II é de extracção-condensação. (4) - A potência máxima é função da temperatura ambiente, da pressão atmosférica, da humidade e da temperatura da água de arrefecimento. O valor apresentado corresponde aproximadamente ao máximo até agora registado. Fonte: CPPE, Tejo Energia e TURBOGÁS, 21 II. Centrais Hidroeléctricas Localização Entrada Tipo de Nº de Pot. inst. Pot.máx. Prod.méd. (2) Empresa Centrais Concelho Rio em serviço aprov. grupos MW MW GWh CPPE Alto Lindoso Ponte da Barca Lima 1992 albufeira 2 63, 63, 933,8 Touvedo Ponte da Barca Lima 1993 albufeira 1 22, 22, 66,8 Alto Rabagão Montalegre Rabagão 1964 albufeira 2 72, 68, 85,2 Vila Nova / Venda Nova Montalegre Rabagão 1951 albufeira 4 135, 144, 383,9 Vila Nova / Paradela Montalegre Cávado 1956 albufeira ,7 Salamonde Vieira do Minho Cávado 1953 albufeira 2 42, 42, 231,2 Vilar das Furnas Terras do Bouro Homem 1972 albufeira 2 138, 125, 189, Caniçada Terras do Bouro Cávado 1954 albufeira 2 6, 62, 337,4 Miranda Miranda do Douro Douro 196 (3) fio de água 4 363, 369, 897,8 Picote Miranda do Douro Douro 1958 fio de água 3 18, 195, 868,8 Bemposta Mogadouro Douro 1964 fio de água 3 21, 24, 924,1 Pocinho Vila N. de Foz Côa Douro 1983 fio de água 3 186, 186, 48,4 Valeira Carrazeda de Ansiães Douro 1976 fio de água 3 216, 24, 61,7 Vilar-Tabuaço Tabuaço Távora 1965 albufeira 2 64, 58, 137,6 Régua Peso da Régua Douro 1973 fio de água 3 156, 18, 581,1 Carrapatelo Cinfães Douro 1971 fio de água 3 18, 21, 86,1 Torrão (1) Marco de Canaveses Tâmega 1988 albufeira 2 146, 14, 222,3 Crestuma / Lever Vila Nova de Gaia Douro 1985 fio de água 3 15, 117, 36, Caldeirão Guarda Caldeirão 1994 albufeira 1 32, 4, 48,7 Aguieira Penacova Mondego 1981 albufeira 3 27, 336, 29,9 Raiva Penacova Mondego 1982 albufeira 2 2, 24, 44,9 Cabril Sertã Zêzere 1954 albufeira 2 97, 18, 34,8 Bouçã Pedrógão Grande Zêzere 1955 albufeira 2 5, 44, 153,2 Castelo do Bode Tomar Zêzere 1951 albufeira 3 139, 159, 396,5 Pracana Mação Ocreza 195 (4) albufeira 3 41, 41, 63,8 Fratel Nisa Tejo 1974 fio de água 3 13, 132, 357,9 Total CPPE , 3 93, 9 88,

157 Localização Entrada Tipo de Nº de Pot. inst. Pot.máx.Prod.média (2) Empresa Centrais Concelho Rio em serviço aprov. grupos MW MW GWh HDN France V.N.de Cerveira Coura 1974 fio de água 1 7, n.d. 25,7 Lindoso(5) Ponte da Barca Lima 1922 fio de água 2 42, n.d. 7,5 Penide I e II Barcelos Cávado 1951 fio de água 2 4,8 n.d. 22,3 Guilhofrei Vieira do Minho Ave 1939 albufeira 2 4,6 n.d. 11, Ermal Vieira do Minho Ave 1947 albufeira 2 1,8 n.d. 29, Pte da Esperança Póvoa do Lanhoso Ave 1942 albufeira 1 2,8 n.d. 8, Senhora do Porto Póvoa do Lanhoso Ave 1945 albufeira 2 8,8 n.d. 19, Cefra Cabeceiras de Basto Ouro 1996 fio de água 2 1,5 n.d. 5,2 Chocalho-Varosa Lamego Varosa 1934 fio de água 3 24,7 n.d. 6, Freigil Resende Cabrum 1926 fio de água 1 4,6 n.d. 1,3 Aregos Cinfães Cabrum 1958 fio de água 2 3,2 n.d. 9,8 Total HDN 2 114,8 27,8 Hidrocenel Sabugueiro I Seia Rib.Caniça 1947 albufeira 3 13,2 n.d. 48, Sabugueiro II Seia Rib.Covão do Urso 1993 albufeira 1 1, n.d. 28, Sra.do Desterro Seia Alva 1959 misto 2 14, n.d. 4, Ponte de Jugais Seia Alva 1923 misto 2 19,3 n.d. 57, Vila Cova Seia Alva 1937 misto 3 23, n.d. 39, Santa Luzia Pampilhosa da Serra Unhais 1943 albufeira 4 23,2 n.d. 54,5 Riba-Côa Almeida Côa 196 fio de água 1,1 n.d.,5 Pateiro Guarda Mondego 1938 fio de água 2,5 n.d.,1 Ribafeita Viseu Vouga 1955 fio de água 2,9 n.d. 4,8 Drizes S.Pedro do Sul Vouga 1917 fio de água 2,1 n.d.,5 Pisões Tondela Dinha 1927 fio de água 2,1 n.d.,3 Figueiral Tondela Carvalhinho 1955 fio de água 1,2 n.d.,6 Rei de Moinhos Tábua Alva 1993 fio de água 1,7 n.d. 2,2 Ermida Lousã Rib.S.João 1943 fio de água 2,4 n.d.,9 Total HIDROCENEL 28 15,7 276,4 EDP Belver Mação Tejo 1951 fio de água 6 8, n.d. 239,3 Energia Póvoa Castelo de Vide Rib.de Nisa 1927 albufeira 1,8 n.d. 2,1 Bruceira Nisa Rib.de Nisa 1928 albufeira 1 1,7 n.d. 4,7 Velada Nisa Rib.de Nisa 1935 albufeira 1 2, n.d. 8,9 Caldeirão (6) Torres Novas Almonda 1927 fio de água 2,2 n.d., Total EDP Energia 11 84,7 255, A. Diagrama Esquemático dos Aproveitamentos Hidroeléctricos Albufeira com bombagem Albufeira Fio de Água com bombagem Fio de Água Reservatório Conduta forçada Rio Lima As centrais com o nome em itálico pertencem ao sistema eléctrico espanhol 1 A Central de Vila Nova tem dois reservatórios: Paradela no Rio Cávado e Venda Nova no Rio Rabagão 2 Belver é uma central do Sistema não Vinculado pertença da Hidrotejo. Fonte: ERSE Rio Homem Vilarinho das Furnas Alto Lindoso Touvedo Paradela Rio Cávado Alto Cávado Rio Rabagão Ricobayo Alto Rabagão Venda Nova Vila Nova 1 Salamonde Caniçada Torrão Rio Esla Villacampo Castro Aldeadavila Saucelle Rio Tâmega Rio Douro Douro Internacional Miranda do Douro Picote Bemposta Rio Tormes Villarino Douro Nacional Pocinho Rio Távora Valeira Tabuaço - Vilar Régua Carrapatelo Crestuma Oceano Atlântico Rio Mondego Rio Caldeirão Cabril Aguieira Raiva Caldeirão Pracana Bouçã Castelo do Bode Alcantara Rio Ocreza Rio Zézere Rio Tejo Cedillo Fratel Belver 2 Total do SENV 59 35,2 739,2 Total Hídrico do SEP e SENV , ,8 Observações: (1) - A exploração do Torrão está condicionada à queda de 43,m por falta de acordo com a Câmara Municipal de Amarante para se atingir a queda de projecto (46,m) (2) - Os valores da produtibilidade média são relativos à série média de afluências de 1956 a 1995 (3) - O Grupo 4, com 189MW de potência instalada, entrou em serviço em 28 de Dezembro de (4) - O Grupo 3, com 25MW de potência instalada, entrou em serviço em 1993 aquando da remodelação da central. (5) - Central a remodelar: consideram-se 2 grupos, apesar de a potência utilizável corresponder só a 1, face aos caudais disponíveis após a entrada em exploração do Alto Lindoso (6) - Fora de serviço. Sem condições para exploração. Fonte: CPPE, HDN, HIDROCENEL e EDP Energia,

158 Diagrama do Sistema Hídrico Cávado-Lima Diagrama do Sistema Hídrico Douro Tâmega Miranda Oceano Atlântico Lima Touvedo Vilarinho das Furnas Alto Lindoso Paradela Alto Cávado Oceano Atlântico Crestuma-Lever Torrão Douro Carrapatelo Corgo Régua Tua Valeira Douro Sabor Pocinho Bemposta Douro Aldeadávila Picote Cávado Paiva Vilar - Tabuaço Homem Côa Saucelle Salamonde Távora Alto Rabagão Rabagão Oceano Atlântico Cávado Cávado Caniçada Venda Nova Fonte: ERSE Fonte: ERSE Principais características dos aproveitamentos hídricos do Sistema Cávado-Lima Nome da Central Número de Potência Energia Caudal útil Queda útil Capacidade útil Capacidade útil grupos Máxima Produzida nominal Nominal armazenamento armazenamento 21 por grupo (MW) (GWh) (m 3 /s) (m) (GWh) (hm 3 ) Alto Lindoso 2 63, 1399,3 125, 28, 224,6 347,9 Touvedo 1 22, 74,9 1, 24,6,2 4,5 Alto Rabagão (1) 2 68, 29,1 26,4 188,8 973,1 55,1 Vila Nova 135, Venda Nova 3 47,3 8, 41, 125,2 92,1 Paradela 1 32,5 16,4 42,5 222,5 158,2 Salamonde 2 42, 242,5 21, 12, 26,9 55, Vilar. Furnas 2 125, 177,7 137,9 69,7 Grupo 1 18,7 392, Grupo 2 (1) 2,2 412,2 Caniçada 2 62, 346,3 32, 14, 32, 144,4 (1) Grupos equipados com bombagem Fonte: EDP Principais características dos aproveitamentos hídricos do Sistema Douro Nome da Central Número de Potência Energia Caudal útil Queda útil Capacidade útil Capacidade útil grupos Máxima Produzida nominal Nominal armazenamento armazenamento 21 por grupo (MW) (GWh) (m 3 /s) (m) (GWh) (hm 3 ) Miranda ,1 6,7 Grupo 1,2,3 18, 117, 53, Grupo 4 189, 387,5 55,6 Picote 3 195, 981,1 13,5 13,5 7,4 Bemposta 3 24, 177,7 152, 66, 2, Pocinho 3 186, 573,5 359, 19,5 12,2 Valeira 3 24, 822,3 334, 27,2 13, Vilar Tabuaço 2 58, 243,8 8,8 424, 115,6 95,5 Régua 3 18, 662,4 252, 25,3 12, Carrapatelo 3 975,6 852,4 25, 31, 13,8 Torrão (1) 2 14, 393,6 161, 53, 8,3 58,5 Crestuma-Lever 3 117, 218, 378,8 1,6 22,3 (1) Grupos equipados com bombagem Fonte: EDP

159 Diagrama do Sistema Hídrico Tejo-Mondego Anexo V Rede Nacional de Transporte Mondego Caldeirão Caldeirão I. Mapa da RNT Mondego Raiva Aguieira Oceano Atlântico Fronhas Cabril Bouçã Ocreza Zézere Castelo de Bode Pracana Fratel Tejo Tejo Tejo Oceano Atlântico Fonte: ERSE Principais características dos aproveitamentos hídricos do Sistema Tejo-Mondego Nome da Central Número de Potência Energia Caudal útil Queda útil Capacidade útil Capacidade útil grupos Máxima Produzida nominal Nominal armazenamento armazenamento 21 por grupo (MW) (GWh) (m 3 /s) (m) (GWh) (hm 3 ) Caldeirão 1 4, 58,5 25,1 185,5 1,5 3,5 Aguieira (1) 3 336, 7,6 176, 71, 39,2 216, Raiva 2 24, 55,5 75, 16,,5 12, Cabril 2 18, 413,9 53,4 98, 339,3 615, Bouçã 2 44, 189,2 51,2 56, - 7,9 Castelo de Bode 3 159, 516,6 66, 8, 159,5 92,5 Pracana 3 41, 69,9 9,8 95,6 Grupo 1,2 15,4 45, Grupo 3 51, 51, Fratel 3 132, 414, 225,4 21,9-21, (1) Grupos equipados com bombagem Fonte: EDP Fonte: REN Rede Eléctrica Nacional, S.A