Ajuste trimestral dos encargos variáveis de aquisição de. Energia Eléctrica e dos preços das tarifas de Venda a

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1 Ajuste trimestral dos encargos variáveis de aquisição de Energia Eléctrica e dos preços das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT a vigorar de Julho a Setembro de 2003 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS Junho 2003

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

3 ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO AJUSTE DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA REFERENTE AO PRIMEIRO TRIMESTRE DE Cálculo do ajuste trimestral dos encargos variáveis Análise dos factores que justificam o desvio trimestral Encargos mensais a facturar pela REN à EDP Distribuição no 3.º trimestre de Transferência de custos com a convergência tarifária nas Regiões Autónomas Região Autónoma dos Açores Região Autónoma da Madeira PROCURA DE ELECTRICIDADE NAS REDES DO SEP AJUSTAMENTO TARIFÁRIO APLICÁVEL AOS FORNECIMENTOS EM MAT, AT E MT Determinação dos ajustamentos tarifários aplicáveis aos fornecimentos em MAT, AT e MT Metodologia de cálculo Caracterização da procura de energia eléctrica Tarifa de Energia e Potência Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT Caracterização do consumo em MAT Caracterização do consumo em AT Caracterização do consumo em MT Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT Caracterização do consumo em AT Caracterização do consumo em MT Ajustamento tarifário a vigorar no terceiro trimestre de Ajustamento Tarifário da Tarifa de Energia e Potência Ajustamento Tarifário das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT a vigorar no terceiro trimestre de Ajustamento Tarifário das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT a vigorar no terceiro trimestre de Ajustamento Tarifário das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM i

4 4.4.7 Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT a vigorar no terceiro trimestre de ANÁLISE DO IMPACTE DO AJUSTAMENTO TARIFÁRIO APLICÁVEL AOS FORNECIMENTOS A CLIENTES DO SEP, SEPA E SEPM EM MAT, AT E MT Tarifa de Energia e Potência Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA Tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM...84 ii

5 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1 Desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica no 1º trimestre de Figura 2-2 Fluxos financeiros do mecanismo do ajuste trimestral Figura 2-3 Análise da evolução dos preços médios mensais do fuelóleo 1% e 3,5% de enxofre Figura 2-4 Evolução Preços spot CIF, NW Europa Figura 2-5 Evolução dos principais preços dos petróleos determinantes do preço do gás natural Figura 2-6 Análise da evolução da taxa de câmbio do dólar/euro Figura 2-7 Valores da Correcção de Hidraulicidade com e sem limitação ao preço do fuel Figura 2-8 Desvio do encargo variável de energia eléctrica corrigido pelo fundo de correcção de hidraulicidade Figura 2-9 Comparação entre os encargos de energia verificados no 1º trimestre de 2003 e os encargos de energia previstos nas Tarifas para Figura 2-10 Comparação entre os encargos de energia verificados no 1º trimestre de 2003 e a energia emitida no 1º trimestre valorizada ao custo variável médio implícito nas Tarifas para Figura 2-11 Comparação entre os encargos variáveis verificados no 1º trimestre de 2003 e as energias emitidas previstas nas tarifas de 2003 valorizadas com os custos médios verificados Figura 3-1 Procura de energia eléctrica na rede do SEP Figura 3-2 Energia eléctrica para fornecimento ao SEP adquiridas pela REN Figura 3-3 Energia eléctrica fornecida no âmbito da parcela livre Figura 3-4 Parcela livre Figura 4-1 Desvio de quantidades de energia afectas aos fornecimentos do SEP Figura 4-2 Ajustamentos tarifários a aplicar aos clientes do SEP Figura 4-3 Ajustamento das quantidades para o referencial de saída RNT Figura 4-4 Ajustamento dos preços para aplicação a fornecimentos a clientes finais Figura 4-5 Conversão dos preços de energia activa do ajustamento da tarifa de Energia e Potência para os níveis de tensão de MAT, AT e MT Figura 4-6 Diagrama de carga da Tarifa de Energia Potência, aplicável aos fornecimentos do SEP em MAT, AT e MT, no 3º trimestre Figura 4-7 Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em MAT no 3º trimestre, discriminado por posto horário Figura 4-8 Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em AT no 3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura 4-9 Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em MT no 3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura 4-10 Diagrama de carga dos clientes finais do SEPA em MT no 3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura 4-11 Diagrama de carga dos clientes finais do SEPM em AT no 3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura 4-12 Diagrama de carga dos clientes finais do SEPM em MT Tri-horária no 3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária iii

6 Figura 4-13 Diagrama de carga dos clientes finais do SEPM em MT Consumidores Especiais no 3º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura 5-1 Evolução do preço médio da TEP afecta aos fornecimentos em NT, por aplicação dos ajustamentos trimestrais Figura 5-2 Evolução do preço médio anual da TEP afecta aos fornecimentos em NT Figura 5-3 Variação do preço médio de MAT para o 3º trimestre de Figura 5-4 Variação do preço médio de AT para o 3º trimestre de Figura 5-5 Variação do preço médio de MT para o 3º trimestre de Figura 5-6 Variação do preço médio trimestral de MAT, resultante dos ajustamentos trimestrais Figura 5-7 Variação do preço médio de AT, resultante dos ajustamentos trimestrais Figura 5-8 Variação do preço médio de MT, resultante dos ajustamentos trimestrais Figura 5-9 Variação do preço médio de MT do SEPA para o 3º trimestre de Figura 5-10 Variação do preço médio de AT do SEPM para o 3º trimestre de Figura 5-11 Variação do preço médio de MT do SEPM para o 3º trimestre de iv

7 ÍNDICE DE QUADROS Quadro 2-1 Repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica, por nível de tensão, em Quadro 2-2 Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do 1º trimestre de Quadro 2-3 Desvio da parcela variável de energia eléctrica até ao 1º trimestre de Quadro 2-4 Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica a considerar no ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos do SEP Quadro 2-5 Energia emitida prevista e verificada por central do SEP Quadro 2-6 Comparação entre o custo médio do combustível previsto e verificado Quadro 2-7 Correcção de hidraulicidade Quadro 2-8 Importações e exportações de energia eléctrica Quadro 2-9 Desvio global do encargo de energia verificado no 1º trimestre de Quadro 2-10 Facturação da REN à EDP Distribuição no 3º trimestre de Quadro 2-11 Transferência da REN para a EDA, no 3º trimestre de Quadro 2-12 Transferência da REN para a EEM, no 3º trimestre de Quadro 4-1 Valor do desvio trimestral aplicável às tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM Quadro 4-2 Quantidades consideradas em 2002 para o cálculo da tarifa de Energia e Potência aplicável aos clientes do SEP em Quadro 4-3 Quantidades consideradas no cálculo do ajustamento da tarifa de Energia Potência, aplicável aos fornecimentos do SEP em MAT, AT e MT, no 3º trimestre Quadro 4-4 Quantidades consideradas em 2002 para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT em Quadro 4-5 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, no 3º trimestre Quadro 4-6 Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em AT em Quadro 4-7 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em AT, no 3º trimestre Quadro 4-8 Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MT em Quadro 4-9 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MT, no 3º trimestre Quadro 4-10 Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT em Quadro 4-11 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT, no 3º trimestre Quadro 4-12 Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT em v

8 Quadro 4-13 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT, no 3º trimestre Quadro 4-14 Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MT em Quadro 4-15 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEPM em MT, no 3º trimestre Quadro 4-16 Preços do ajustamento tarifário da tarifa de Energia e Potência a vigorar no 3º trimestre de Quadro 4-17 Preços do ajustamento tarifário da tarifa de Energia e Potência nos vários níveis de tensão Quadro 4-18 Preços dos ajustamentos tarifários das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP a vigorar no 3º trimestre de Quadro 4-19 Preços das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT a vigorar no 3º trimestre de Quadro 4-20 Preços dos ajustamentos tarifários das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA a vigorar no 3º trimestre de Quadro 4-21 Preços das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT a vigorar no 3º trimestre de Quadro 4-22 Preços dos ajustamentos tarifários das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM a vigorar no 3º trimestre de Quadro 4-23 Preços das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT a vigorar no 3º trimestre de Quadro 5-1 Variações do preço médio trimestral devidas à aplicação do ajustamento trimestral Quadro 5-2 Evolução do preço médio da TEP afecta aos fornecimentos em NT, por aplicação dos ajustamentos trimestrais Quadro 5-3 Variação dos proveitos das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT para o 3º trimestre de Quadro 5-4 Variação dos proveitos das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT para o 3º trimestre de Quadro 5-5 Variação dos proveitos das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT para o 3º trimestre de vi

9 1 INTRODUÇÃO A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), no exercício das suas competências, procede anualmente à fixação das tarifas de energia eléctrica e dos preços regulados, para vigorarem a partir de Janeiro de cada ano, nos termos previstos no artigo 146.º do Regulamento Tarifário. Nos termos do n.º 11 do referido artigo, a ERSE estabelece os valores dos ajustes trimestrais dos preços da energia activa da tarifa de Energia e Potência aplicável aos fornecimentos a clientes de MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM e das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM. Neste documento analisa-se o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP relativo ao primeiro trimestre de 2003 tendo por base a informação enviada pela entidade concessionária da RNT e determina-se o correspondente ajustamento tarifário a aplicar aos clientes do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT no terceiro trimestre de Os valores dos ajustes trimestrais resultam dos desvios dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica, calculados por diferença entre o valor previsto (corrigido das quantidades de energia eléctrica produzidas pelas centrais) e o valor ocorrido (corrigido da hidraulicidade). O mecanismo de correcção de hidraulicidade tem como objectivo regularizar a variação interanual dos encargos variáveis com a produção termoeléctrica e com a importação de electricidade, devido à irregularidade dos regimes hidrológicos. O primeiro trimestre de 2003 foi um período bastante húmido, caracterizado por um Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica (IPH) de 1,36 o que significa que as afluências hidroeléctricas verificadas no território continental se situaram 36% acima da média das afluências registadas em períodos homólogos dos últimos anos. O ajustamento trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica relativo ao primeiro trimestre de 2003 é de -8,3 milhões de euros. A repercussão deste valor na facturação da REN à EDP Distribuição durante o 3º trimestre de 2003 é de -7,9 milhões de euros. Os restantes -0,4 milhões de euros correspondem ao valor que a REN terá de pagar à entidade concessionária do transporte e distribuição do SEPA (EDA) e à concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM (EEM) no âmbito da convergência tarifária nas Regiões Autónomas. A diferença acumulada na entidade concessionária da RNT, entre o valor do desvio mensal da parcela dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica para abastecimento do SEP, previstos e reais, afectos aos consumos em BT, no montante de -6,7 milhões de euros, é dado pela soma do valor de 6 milhões de euros correspondente ao acumulado até ao 4º trimestre de 2002, que não foi transferido para o distribuidor vinculado em MT e AT, com -12,7 milhões de euros correspondente ao desvio da parcela destes encargos relativos ao 1º trimestre de O valor a transferir da REN para o distribuidor 1

10 vinculado em MT e AT no montante de -0,7 milhões de euros resulta da soma algébrica do valor da diferença acumulada de -6,7 milhões de euros com o montante definido para o valor de referência de 6 milhões de euros. Durante o primeiro trimestre de 2003, as compras da EDP Distribuição no âmbito da parcela livre ultrapassaram largamente os valores previstos. Com efeito, a energia eléctrica adquirida pela EDP Distribuição foi de 955 GWh enquanto que o valor previsto tinha sido de 104 GWh. A metodologia estabelecida para o cálculo dos ajustes trimestrais estabelece que a valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica adquirida ao SEP seja feita com base nos custos marginais de curto prazo do sistema o que, de acordo com o valor dos desvios ocorridos no passado, se tem revelado adequado. No entanto, quando o valor dos desvios se afasta de um valor marginal, devido às compras no âmbito da parcela livre, esta metodologia de valorização dos desvios traduz-se num valor inadequado do encargo mensal de facturação da REN à EDP Distribuição. No primeiro trimestre de 2003, as compras da EDP Distribuição no âmbito da parcela livre foram muito superiores ao valor previsto, consequentemente a REN ao calcular os encargos mensais a facturar à EDP Distribuição valorizando os desvios pelos custos marginais de curto prazo, recebeu menos do que devia, sendo ressarcida do montante em causa no 3º trimestre de Tratando-se de um ajuste entre a REN e a EDP Distribuição, os consumidores de energia eléctrica não devem ser afectados. Com efeito, com o mecanismo de ajuste trimestral pretende-se promover a eficiência económica, repercutindo rapidamente nos consumidores as variações dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica decorrentes de variações de preço dos combustíveis. Ora, o ajuste devido a uma incorrecta valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica adquirida ao SEP não está relacionado com variações nos preços dos combustíveis, pelo que a sua transferência para os consumidores não seria adequada. Neste sentido, a forma mais adequada de corrigir esta situação, é a de considerar a totalidade do ajuste trimestral para efeito de recuperação dos encargos mensais pela REN no valor de -7,6 milhões de euros e de repercutir, na parcela de energia da tarifa de Energia e Potência a pagar pelos consumidores de MAT, AT e MT, a parte do desvio dos encargos variáveis calculada, pressupondo os valores previstos para as quantidades de energia eléctrica adquiridas pela EDP Distribuição no âmbito da parcela livre, no valor de 15,8 milhões de euros. A repercussão do desvio na tarifa de Energia e Potência aplicável aos fornecimentos a clientes de MAT, AT e MT, nos termos do n.º 6 do artigo 97.º conduz a um ajustamento dos preços das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM a vigorar no terceiro trimestre de Os artigos 26.º, 33.º e 40.º do Regulamento Tarifário estabelecem que os preços de energia das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT são ajustados trimestralmente. No 2

11 n.º 6 do artigo 97.º e nos n.º 5 dos artigos 106.º, 111.º e 116.º estabelecem-se as metodologias de cálculo dos ajustamentos da tarifa de Energia e Potência e das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT, por forma a repercutir os ajustamentos trimestrais do encargo variável de aquisição de energia eléctrica do SEP afecto a estes fornecimentos. Nos termos do estabelecido no n.º 6 do artigo 97.º e no n.º 5 dos artigos 106.º, 111.º e 116.º o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP afecto aos fornecimentos do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT é aplicado unicamente a estes fornecimentos. O ajustamento dos preços de energia activa da tarifa de Energia e Potência e consequentemente das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT, ambos aplicáveis no terceiro trimestre de 2003, compensa o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica imputável a estes fornecimentos do SEP referente ao primeiro trimestre de O ajustamento tarifário dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica aplicável no terceiro trimestre de 2003 provocará um decréscimo percentual do preço médio diferenciado por nível de tensão, relativamente aos valores fixados em Dezembro de 2002 para vigorarem em 2003: Clientes do SEP de -8,71%, -8,22 % e -5,57 % em MAT, AT e MT, respectivamente; Clientes do SEPA de -4,49 % em MT; Clientes do SEPM de -0,51 % e -4,81 % em AT e MT, respectivamente. O documento encontra-se estruturado da seguinte maneira: No capítulo 2 analisa-se o ajustamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP referente ao primeiro trimestre de 2003 e estabelece-se o valor dos novos encargos mensais a vigorar no terceiro trimestre de 2003 relativos à facturação da REN à EDP Distribuição e à transferência de custos com a convergência tarifária na Região Autónoma dos Açores (RAA) e na Região Autónoma da Madeira (RAM). No capítulo 3 analisa-se a procura de electricidade nas redes do SEP durante o 1º trimestre de 2003 comparando os valores ocorridos com os previstos no cálculo das tarifas para No capítulo 4 são apresentados: - A metodologia de cálculo dos preços do ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos a clientes do SEP, do SEPA e do SEPM em MAT, AT e MT. - A caracterização da procura de energia eléctrica do SEP referente aos níveis de tensão de MAT, AT e MT, para o terceiro trimestre de Os preços dos ajustamentos trimestrais da tarifa de Energia e Potência aplicável aos fornecimentos a clientes de MAT, AT e MT e das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP, SEPA e SEPM em MAT, AT e MT. 3

12 No capítulo 5 analisa-se o impacte do ajustamento tarifário a vigorar no terceiro trimestre de 2003 no preço médio de fornecimento do SEP, do SEPA e do SEPM em MAT, AT e MT. 4

13 2 AJUSTE DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA REFERENTE AO PRIMEIRO TRIMESTRE DE CÁLCULO DO AJUSTE TRIMESTRAL DOS ENCARGOS VARIÁVEIS Os desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica são repercutidos nos diversos fornecimentos de energia eléctrica no âmbito do SEP, do SEPA e do SEPM. O valor do desvio trimestral é dado pela diferença entre: Os valores previstos para o trimestre, dos encargos variáveis mensais de produção das centrais do SEP, adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP, deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP, ajustados pelo desvio de quantidades de energia eléctrica afecta aos consumos do SEP valorizados ao custo marginal do sistema. Os valores reais para o trimestre, dos encargos de produção de energia eléctrica para abastecimento de consumos do SEP corrigidos da hidraulicidade, adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP e deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP. Tendo em conta os seguintes aspectos: Os preços de energia eléctrica para os fornecimentos em MAT, AT e MT são fundamentalmente condicionados pelos encargos de aquisição de energia eléctrica. Os encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica dependem dos preços dos combustíveis. As várias fontes de energia encontram-se em competição para este segmento de clientes. O fornecimento de energia eléctrica para os clientes de MAT, AT e MT encontra-se liberalizado, podendo estes escolher livremente o seu fornecedor. Este ajustamento trimestral de preços não foi adoptado para os fornecimentos em BT. Com efeito, para os clientes de BT os preços de electricidade apresentam uma variabilidade substancialmente mais reduzida do que no caso dos fornecimentos em níveis de tensão superiores, uma vez que o conjunto de componentes tarifários associados com o uso das redes e tarifas de outros serviços regulados condiciona em cerca de 50% o preço final de fornecimento. Contudo, considerou-se, face ao primeiro período de regulação, uma redução do horizonte temporal de correcção das previsões dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica aplicável aos fornecimentos em BT de 2 anos para 1 ano, tendo por base valores previsionais anuais mais adequados, uma vez que são estimados após o conhecimento dos valores ocorridos nos três primeiros trimestres, sendo o ajuste final e definitivo 5

14 efectuado com um diferimento de dois anos. Este procedimento possibilita que as tarifas de BT continuem a ser anuais. Esta forma diferenciada de tratamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica entre os fornecimentos em NT (MAT, AT e MT) e os fornecimentos em BT, conduz a que o ajustamento trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica tenha de ser separado em duas parcelas a afectar a cada um dos fornecimentos referidos, NT e BT, de acordo com o estabelecido no n.º 4 do artigo 75.º do Regulamento Tarifário. Estas duas parcelas de desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica são proporcionais à repartição dos proveitos a recuperar pelo distribuidor vinculado por aplicação da tarifa de Energia e Potência a cada um destes fornecimentos. A parcela referente aos consumos de MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM é transferida da REN para o distribuidor vinculado e da REN para a concessionária do transporte e distribuição do SEPA e para a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, na proporção dos respectivos fornecimentos e é repercutida na parcela variável das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT do SEP, SEPA e SEPM. A parcela referente aos consumos em BT é partilhada entre a REN e o distribuidor vinculado em MT e AT, sendo transferido da REN para o distribuidor o montante que exceder a banda de valores, (± DF ref. ). Tendo por base a informação publicada no documento Estrutura dos proveitos proporcionados pelas tarifas de energia eléctrica, obtém-se uma repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica de 37,5% para os fornecimentos em MAT, AT e MT e de 62,5% para os fornecimentos em BT, conforme se apresenta no Quadro 2-1. Quadro 2-1 Repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica, por nível de tensão, em 2003 Nível de tensão Parâmetros Artigo 75.º MAT, AT, MT (NT) ß 0,375 BT a 0,625 No Quadro 2-2 apresenta-se o cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica referente ao primeiro trimestre de 2003, com o valor de milhares de euros. A comparação do encargo variável ocorrido com o encargo variável previsto exclui a parcela relativa ao ajustamento extraordinário do valor da correcção de hidraulicidade relativa a

15 Este ajustamento extraordinário resultou da alteração da metodologia do cálculo da correcção de hidraulicidade do 1º para o 2º trimestre de 2002, pelo que o valor correspondente ao 1º trimestre de 2002 foi transferido para 2003, por não ter sido considerado no trimestre respectivo. Quadro 2-2 Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do 1º trimestre de 2003 Jan Fev Mar 1º trimestre Encargo variável previsto E (1) R ~ var iável,m Encargo Variável Previsto (10 3 EUR) (a) Componente variável (b) Ajust. Ext. (C. H. 1º trim2002) Encargo variável ocorrido (c) CAE m Encargos variáveis mensais de produção das centrais do SEP (d) Imp m Encargos da importação de energia eléctrica ou de aquisição a PNV (e) Exp m Proveitos de exportação ou da venda a entidades do SENV (f) CH m Correcção de Hidraulicidade (2) Encargo variável ocorrido [(c) + (d) - (e) + (f)] (10 3 EUR) Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica (g) E SEP, m Quantidades ocorridas (GWh) (h) ~ E SEP, m Quantidades implícitas nas tarifas (GWh) (i) Cm cp, m Custo marginal de energia de curto prazo das centrais do SEP (10 3 EUR/GWh) (3) Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica [(g) - (h)] x (i) (10 3 EUR) Desvio mensal da parcela variável (4) R Desvio mensal da parcela variável = - (a) + (2) - (3) (10 3 var iável, m EUR) Repartição do desvio mensal da parcela variável BT (j) R var iável, m Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de BT [α x (4)] NT (k) R var iável, m Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de NT [ β x (4)] O Quadro 2-3 sintetiza o mecanismo de transferência do ajuste referente ao 1º trimestre de O valor acumulado na entidade concessionária da RNT do ajuste trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos consumos em BT (DFF), no montante de -6,68 milhões de euros, é dado pela soma do valor acumulado até ao final do 4º trimestre de 2002 que não foi transferido para o distribuidor vinculado em MT e AT (6,0 milhões de euros) com o desvio destes encargos relativos ao 1º trimestre de 2003 (-12,68 milhões de euros). O valor do ajuste trimestral em BT de -0,68 milhões de euros é dado pela soma algébrica do DFF (-6,68 milhões de euros) com o montante definido para o valor de referência (DF REF =6,0 milhões de euros). O desvio trimestral de NT da parcela variável afecta aos consumos de NT é de -7,62 milhões de euros. O montante total a transferir da REN para o distribuidor vinculado em MT e AT é deduzido de 7,94 milhões de euros, valor que resulta da soma do ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de 7

16 energia eléctrica afecto aos clientes de BT, de -0,68 milhões de euros, com o ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes do SEP de MAT, AT e MT, de -7,26 milhões de euros. O montante a transferir pela REN para a entidade concessionária do transporte e distribuição do SEPA referente ao 3º trimestre de 2003, no âmbito da convergência tarifária, será adicionado de 0,21 milhões de euros, de forma a compensar a redução de proveitos resultante da aplicação de uma tarifa mais baixa neste trimestre relativamente à que se encontrava em vigor desde Janeiro de Na Região Autónoma da Madeira o montante a transferir da REN para a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM referente ao 3º trimestre de 2003, no âmbito da convergência tarifária, será de 0,15 milhões euros. Quadro 2-3 Desvio da parcela variável de energia eléctrica até ao 1º trimestre de EUR 1º trimestre º trimestre º trimestre º trimestre º trimestre º trimestre º trimestre 2003 Desvio Trimestral da Parcela Variável m= 1 3 m= m= 1 R var iável, m 3 BT R var iável, m = α Rvar iável, m m= 1 3 NT R var iável, m = β Rvar iável, m m= Desvio Trimestral de BT 3 BT Diferença acumulda = DFF = DF tri + R var iável, m BT m = 1 V tri ( ) Ajuste Trimestral em BT BT DFtri = DFF V tri Saldo da diferença de facturação Desvio Trimestral de NT ( ) NT Clientes SEP NT NT NT variável m tri VSEPtri 3 = R m= 1 VSEPAtri VSEPM NT VSEPA Tri Clientes SEPA -209 NT VSEPM Tri Clientes SEPM -150 A determinação do valor total do desvio, milhares de euros, pode ser visualizada na Figura 2-1: Na primeira barra está representado o valor previsto para o 1º trimestre de 2003 dos encargos variáveis da produção das centrais do SEP, adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP, deduzidos dos encargos com a exportação de 8

17 energia eléctrica com origem no SEP, calculado em 2002 para o estabelecimento das tarifas de 2003, no montante de milhares de euros. Na segunda barra apresentam-se os valores previstos para o 1º trimestre de 2003 dos encargos variáveis de energia corrigidos pelo desvio de quantidades de energia eléctrica afecta aos consumos do SEP emitida para a rede pelas centrais de produção do SEP, bem como a energia eléctrica importada deduzida da energia eléctrica exportada, facturado ao custo marginal do sistema que totaliza milhares de euros. O desvio devido à diferença de quantidades foi de milhares de euros. A terceira barra representa os valores reais dos encargos de produção de energia eléctrica para abastecimento de consumos do SEP corrigidos da hidraulicidade, adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP, deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP num total de milhares de euros. O desvio entre o valor real e o valor previsto é de milhares de euros ( ), contudo, devido a uma redução nas quantidades fornecidas ficaram por recuperar milhares de euros. Assim, o desvio do encargo variável de energia eléctrica no 1º trimestre de 2003, é de milhares de euros. A quarta barra representa os valores reais dos encargos de produção de energia eléctrica para abastecimento de consumos do SEP adicionados dos encargos com a importação de energia eléctrica para abastecimento do SEP, deduzidos dos encargos com a exportação de energia eléctrica com origem no SEP que totaliza milhares de euros. Este é o valor real dos encargos de energia eléctrica que deveria ser considerado para cálculo dos desvios caso não existisse o mecanismo de correcção de hidraulicidade. 1 Este valor exclui o ajuste extraordinário de 737 milhares de euros relativo à correcção de hidraulicidade de

18 Figura 2-1 Desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica no 1º trimestre de 2003 Unidade: 10 3 EUR Desvio das quantidades de energia eléctrica Desvio do encargo variável no 1º Trim/ Correcção de Hidraulicidade Encargo variável calculado em 2002 para o estabelecimento das tarifas de 2003 Valorização dos desvios nas quantidades de energia eléctrica Encargos variáveis ocorridos no 1º trimestre de 2003 com correcção da Hidraulicidade Encargos variáveis ocorridos no 1º trimestre de 2003 sem correcção da Hidraulicidade Quantidades 2002 Custos 2002 Quantidades 2003 Custos 2002 Quantidades 2003 Custos 2003 Quantidades 2003 Custos 2003 (sem correcção da hidraulicidade) Tendo as compras da EDP Distribuição, no primeiro trimestre de 2003, no âmbito da parcela livre, sido muito superiores ao valor previsto, os encargos mensais a facturados pela REN à EDP Distribuição, calculados através da valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica fornecida pelos custos marginais de curto prazo, foram inferiores devido, pelo qual a REN será ressarcida do montante em causa no 3º trimestre de Tratando-se de um ajuste entre a REN e a EDP Distribuição, os consumidores de energia eléctrica não serão afectados. Com efeito, com o mecanismo de ajuste trimestral pretende-se promover a eficiência económica, repercutindo rapidamente nos consumidores as variações dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica decorrentes de variações de preço dos combustíveis. Ora, o ajuste devido a uma incorrecta valorização dos desvios na quantidade de energia eléctrica adquirida ao SEP, não está relacionado com variações nos preços dos combustíveis pelo que a sua transferência para os consumidores não seria adequada. Neste sentido, considera-se que o valor do ajuste trimestral determinado para efeito de cálculo dos encargos mensais da REN à EDP Distribuição, no valor de 41,98 milhões de euros é calculado com base nos valores previstos para as quantidades totais de energia eléctrica adquiridas para abastecimento do 10

19 SEP. O ajuste a repercutir na parcela de energia da tarifa de Energia e Potência a pagar pelos consumidores de MAT, AT e MT tem em consideração a correcção do desvio de quantidades (reais e previstas) relativo às aquisições no âmbito da parcela livre valorizadas pelo custo variável médio unitário de aquisição de energia eléctrica verificado, no montante de 23,01 milhões de euros. No quadro seguinte apresentam-se os cálculos dos desvios corrigidos da variação das quantidades adquiridas pela EDP Distribuição na âmbito da parcela livre sendo o valor global a transferir para os consumidores de MAT, AT e MT de mil euros. Quadro 2-4 Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica a considerar no ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos do SEP Janeiro Fevereiro Março 1º trimestre Encargo variável previsto ~ E (1) R var Encargo Variável Previsto (10 3 EUR) iável,m (a) Componente variável (b) Ajust. Ext. (C. H. 1º trim2002) Encargo variável ocorrido (c) CAE m Encargos variáveis mensais de produção das centrais do SEP (d) Imp m Encargos da importação de energia eléctrica ou de aquisição a PNV (e) Exp m Proveitos de exportação ou da venda a entidades do SENV (f) CH m Correcção de Hidraulicidade (2) Encargo variável ocorrido [(c) + (d) - (e) + (f)] (10 3 EUR) Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica corrigidas das compras na parcela livre (g) E SEP, Quantidades ocorridas (GWh) m (h) ~ E SEP, m Quantidades implícitas nas tarifas (GWh) (i) Cm cp, m Custo marginal de energia de curto prazo das centrais do SEP (10 3 EUR/GWh) (j) Desvio das quantidades previstas no âmbito da parcela livre (GWh) (k) Custo variável unitário ocorrido (10 3 EUR/GWh) (3) Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica [(g) - (h)] x (i) - (j) x [(k) - (i)] (10 3 EUR) Desvio mensal da parcela variável (4) R Desvio mensal da parcela variável = - (a) + (2) - (3) (10 3 variável, m EUR) Repartição do desvio mensal da parcela variável BT (l) R var iável, m Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de BT [α x (4)] NT (m) R var iável, m Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de NT [β x (4)] Na figura seguinte apresenta-se o conjunto de fluxos financeiros relativos a este mecanismo de ajuste trimestral, entre os diversos agentes nele envolvidos. Assim, no terceiro trimestrede 2003: Os clientes do Continente ligados em MAT, AT e MT, irão pagar à EDP Distribuição -15,40 milhões de euros. A EDP Distribuição irá pagar -7,94 milhões de euros à REN, dos quais -7,26 milhões de euros correspondem a desvios relativos a consumidores ligados em NT e -0,68 a desvios relativos a clientes em BT. 11

20 A REN irá pagar às empresas das Regiões Autónomas +0,36 milhões de euros, pelo que o saldo final corresponde a um recebimento de -8,3 milhões de euros. A EDA recebe da REN +0,21 milhões de euros, valor que é equivalente ao que recebe a menos dos seus clientes, pelo que o saldo final para a empresa é nulo. A EEM recebe da REN +0,15 milhões de euros, valor que é equivalente ao que recebe a menos dos seus clientes, pelo que o saldo final para a empresa é nulo. Os clientes da Região Autónoma dos Açores ligados à rede em MT pagam -0,21 milhões de euros. Os clientes da Região Autónoma da Madeira ligados à rede de AT/MT pagam -0,15 milhões de euros. Figura 2-2 Fluxos financeiros do mecanismo do ajuste trimestral Clientes do SEPA e SEPM em NT Entidades das Regiões Autónomas REN EDP Distribuição Clientes do SEP em NT Unidade: 10 6 EUR BT -0,68 BT -0,68 NT NT NT -7,62-7,26-0,21-0,21-0,15-0,15-15,40 Clientes e Entidades do SEPM em NT Clientes e Entidades do SEPA em NT Desvio de NT Desvio de BT Pagam a menos 0,36-0,36 Saldo 0,00-0,36 Recebe a menos 8,30-7,94 Recebe a menos 7,46-15,40 Pagam a menos 15,40 12

21 2.2 ANÁLISE DOS FACTORES QUE JUSTIFICAM O DESVIO TRIMESTRAL Para o valor do desvio trimestral contribuem fundamentalmente os seguintes factores que em seguida se analisam: 1. Quantidades vendidas 2. Custos dos combustíveis 3. Custos derivados da hidraulicidade 4. Importações e exportações de energia eléctrica 5. Encargos de energia eléctrica no âmbito dos CAE 1. QUANTIDADES VENDIDAS No quadro seguinte apresenta-se a produção de energia eléctrica nas principais centrais térmicas e a produção total dos sistemas térmico e hídrico (em valores referidos à emissão) relativas ao 1º trimestre de

22 Quadro 2-5 Energia emitida prevista e verificada por central do SEP Previsto Tarifas 2003 (1) Verificado 2003 (2) Unidade: GWh Desvio % [(2)-(1)]/(1) CPPE Carregado (fuelóleo + gás natural) % Setúbal (fuelóleo) % Sines (carvão) % Outras % Total CPPE % Tejo Energia Pego (carvão) % Turbogás Tapada do Outeiro (CC Gás Natural) % Total centrais térmicas do SEP % Aproveitamentos hidroeléctricos do SEP % Total centrais do SEP % Bombagem % Saldo importador Importações Exportações Vendas do ACS e outros Total para abastecimento do SEP (E SEP,m ) % Verifica-se que a produção de energia eléctrica pelas centrais do SEP foi 1% inferior ao previsto para o cálculo das tarifas. Pelo facto de o trimestre ter sido muito húmido, verificou-se um aumento na produção de origem hidroeléctrica face ao valor médio em cerca de 50%, tendo o sistema térmico registado um decréscimo de 34%. 2. CUSTOS DOS COMBUSTÍVEIS Apresenta-se de seguida, para cada uma das centrais térmicas do SEP, os valores dos custos com combustível colocado na central, considerados na determinação das tarifas de 2003 e os valores efectivamente ocorridos. 14

23 Quadro 2-6 Comparação entre o custo médio do combustível previsto e verificado Janeiro Fevereiro Março Média 1º trimestre Centrais térmicas Previsto Tarifas 2003 (1) Verificado 2003 (2) Desvio % [(2)-(1)]/(1) Previsto Tarifas 2003 (3) Verificado 2003 (4) Desvio % [(4)-(3)]/(3) Previsto Tarifas 2003 (5) Verificado 2003 (6) Desvio % [(6)-(5)]/(5) Previsto Tarifas 2003 (7) Verificado 2003 (8) Desvio % [(8)-(7)]/(7) CPPE Carregado (fuelóleo + gás natural) 10 3 EUR/tep 201,1 191,8-5% 193,7 166,6-14% 201,6 265,9 32% 199,3 204,8 3% Setúbal (fuelóleo) 10 3 EUR/tep 170,7 175,9 3% 167,9 176,0 5% 165, ,1 175,9 5% Sines (carvão) 10 3 EUR/tec 43,7 44,1 1% 43,7 41,3-5% 43,8 42,3-3% 43,7 42,5-3% Tejo Energia Pego (carvão) 10 3 EUR/tec 55,6 52,4-6% 55,4 50,9-8% 55,8 50,4-10% 55,6 51,1-8% Turbogás Tapada do Outeiro (Gás Natural) 10 3 EUR/GJ 4,9 4,6-8% 5,0 4,6-9% 4,9 4,6-7% 5,0 4,6-8% Nota: a) Relação considerada - 1 tonelada fuelóleo =0,948 tep A análise do Quadro 2-6 permite concluir que o preço do fuelóleo colocado na central de Setúbal subiu cerca de 5% em relação ao valor previsto para o cálculo das tarifas. Não são apresentados dados para a central de Setúbal no mês de Março, por esta não ter consumido combustível nesse mês. As centrais a carvão e a central a gás natural da Tapada do Outeiro apresentaram preços dos combustíveis inferiores ao previsto, destacando-se a central a gás natural da Tapada do Outeiro e a central do Pego, com preços 8% inferiores. Na Figura 2-3 apresenta-se a evolução do preço mensal do fuelóleo com teores de 1% e de 3,5% de enxofre, de acordo com os indicadores Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera e Cargoes CIF NWE basis ARA, Amesterdão-Roterdão-Antuérpia. Até ao último trimestre de 2002, o valor médio destes indicadores para o fuelóleo com teor de 3,5%, permitia determinar o custo do fuelóleo pago às centrais do SEP, conforme estabelecido nos CAE. Em Outubro de 2002, iniciou-se o consumo do fuelóleo com teor de 1% de enxofre nas centrais a fuelóleo do SEP, por forma a cumprir a obrigação legal de consumo de fuelóleo com esse teor de enxofre, em vigor a partir de Janeiro de Desde então, o custo do fuelóleo pago às centrais está indexado ao valor médio dos indicadores acima referidos, para o fuelóleo com um teor de 1% de enxofre. 15

24 Figura 2-3 Análise da evolução dos preços médios mensais do fuelóleo 1% e 3,5% de enxofre USD/t Out-02 Nov-02 Dez-02 Jan-03 Fev-03 Mar-03 Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera 3,5% Cargoes CIF NWE basis ARA 3,5% Preço do fuelóleo 1% implícito nas tarifas 2003 Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 4º trimestre 2002 Cargoes CIF NWE basis ARA 1% Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera 1% Preço médio do fuelóleo a 1% no 1º trimestre 2003 Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 1º trimestre 2003 Preço do fuelóleo 3,5% implícito nas tarifas 2002 Preço médio do fuelóleo a 1% no 4º trimestre 2002 A figura evidencia o aumento verificado nos preços de mercado do fuelóleo, tendo sido o valor médio do fuelóleo com 1% de enxofre de cerca de 203 USD/t, no 1º trimestre de 2003, enquanto no último trimestre de 2002, o preço do fuelóleo a 1% foi cerca de 165 USD/t. Não obstante este aumento, o custo do fuelóleo consumido na central de Setúbal diminuiu relativamente ao trimestre anterior. Este facto poder-se-á dever a ajustes no custo do fuelóleo decorrentes de consumos efectuados em trimestres passados, conjugado com um consumo selectivo de fuelóleo em Setúbal. Relembra-se que esta central não produziu em Março. Na Figura 2-4 apresenta-se a evolução do preço do carvão nos mercados internacionais desde Setembro de 2001 até Março de Durante o período em análise, os preços desceram até cerca de 30 USD/tec em Agosto de 2002, tendo invertido esta tendência a partir desta data, para atingir o seu valor máximo em Fevereiro de 2003, com 42,5 USD/tec. Relembra-se que o valor médio previsto em Outubro de 2002, para efeitos de tarifas, para o 1º trimestre de 2003 foi de 43,7 euros/tec (em Sines), tendo sido o valor médio verificado do custo com o carvão colocado na central de Sines de 42,5 euros/tec. 16

25 Figura 2-4 Evolução Preços spot CIF, NW Europa USD/tec Set-01 Nov-01 Jan-02 Mar-02 Mai-02 Jul-02 Set-02 Nov-02 Jan-03 Mar-03 Evolução Preços spot CIF, NW Europa, com reajustamento da taxa de câmbio Na figura que se segue apresenta-se a evolução de um conjunto de indicadores do preço do petróleo que têm sido determinantes na formação dos preços do gás natural. Apresentam-se valores médios semanais do preço do fuelóleo desde Abril de 2002, até ao o fim do 1º trimestre de Os preços do gás natural apresentam-se desfasados em relação aos preços do fuelóleo de cerca de seis meses, pelo que o importante aumento do preço do petróleo verificado a partir do fim de 2002, apenas deverá ter consequências no preço do gás natural a partir de meados de

26 Figura 2-5 Evolução dos principais preços dos petróleos determinantes do preço do gás natural USD/bbl Saudi Arabia Saudi Light Spot Price FOB ($/bbl) Mediterranean Seri Kerir Iran Light Spot Price FOB ($/bbl) Algeria Saharan Blend Spot Price FOB ($/bbl) Asia Murban Spot Price FOB ($/bbl) Kuwait Blend Spot Price FOB ($/bbl) A evolução do dólar americano é outro factor bastante importante nos custos dos combustíveis. Esta divisa tem-se depreciado ao longo deste período, sendo a taxa de câmbio média USD/EUR inferior a unidade, desde Novembro de Este facto permite explicar a diminuição dos custos de aquisição dos combustíveis. Assim, a taxa de câmbio USD/EUR implícita nas tarifas é de 1,02 USD/EUR, enquanto que a taxa média verificada no 1º trimestre de 2003 foi de 0,925 USD/EUR. 18

27 Figura 2-6 Análise da evolução da taxa de câmbio do dólar/euro 1,2 1,1 USD/EUR 1,0 0,9 0,8 Out-02 Nov-02 Dez-02 Jan-03 Fev-03 Mar-03 Taxa de câmbio USD/EUR Taxa de câmbio implícita nas tarifas 2002 Taxa de câmbio média no 4º trimestre 2002 Taxa de câmbio média no 1º trimestre 2003 Taxa de câmbio implícita nas tarifas CUSTOS DERIVADOS DA HIDRAULICIDADE O mecanismo de correcção de hidraulicidade tem como objectivo regularizar a variação interanual dos encargos variáveis com a produção termoeléctrica e com a importação de electricidade, devido à irregularidade dos regimes hidrológicos. O primeiro trimestre de 2003 foi bastante húmido, caracterizado por um Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica (IPH) de 1,36 o que significa que as afluências hidroeléctricas verificadas no território continental se situaram 36% acima da média das afluências registadas em períodos homólogos dos últimos anos. A evolução do valor do diferencial da correcção de hidraulicidade, considerado pela REN no primeiro trimestre, bem como o correspondente IPH, estão apresentados no Quadro 2-7. Quadro 2-7 Correcção de hidraulicidade Correcção de Hidraulicidade Jan Fev Mar 1º Trim Diferencial da Correcção de Hidraulicidade (10 3 EUR) Índice Mensal de Produtibilidade Hidroeléctrica 1,64 1,12 1,30 1,36 Fonte: REN 19

28 De acordo com o estabelecido no Decreto-Lei n.º 338/91, de 10 de Setembro, pretende-se com o mecanismo de correcção de hidraulicidade reduzir a variabilidade dos custos com a produção de energia eléctrica. O diferencial de custos devido à variação da produção hidroeléctrica é calculado pela diferença entre o custo de produção obtido por simulação da exploração do sistema electroprodutor com o regime ocorrido, e o custo de referência, correspondente à média dos custos calculados por simulações efectuadas com os regimes hidrológicos verificados nos últimos 30 anos. Em regime hidrológico seco, o custo real de produção é maior que o custo de referência, suportando o fundo de correcção de hidraulicidade este diferencial. Em regime húmido, ocorre uma situação inversa, incorporando o fundo a diferença entre o custo verificado e o custo de referência. Ainda de acordo com o mesmo Decreto-Lei, é imposto um limite máximo ao custo do combustível considerado como fonte marginal de produção (fuel) utilizado na determinação do diferencial de hidraulicidade, limitando-o a um preço máximo de referência de 124,70 /ton, estabelecido pelo despacho n.º /2000 do Ministério da Economia, publicado em Diário da República a 17 de Julho de Caso se tenham utilizado centrais com este tipo de combustível e se o seu preço ultrapassar o valor máximo de referência, a simulação da exploração real do sistema electroprodutor utiliza esse valor máximo pré-definido, determinando custos de produção mais baixos, sendo o diferencial de hidraulicidade também inferior ao que sucederia caso não houvesse limitação ao custo dos combustíveis. O gráfico seguinte permite visualizar os valores da Correcção de Hidraulicidade durante o primeiro trimestre de 2003 com e sem limitação ao preço da fonte marginal de produção. 20

29 Figura 2-7 Valores da Correcção de Hidraulicidade com e sem limitação ao preço do fuel , EUR ,50 1,00 0,50 Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica Jan Fev Mar Fuel limitado a 124,70 /ton Fuel não limitado Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica 1,64 1,12 1,30 0,00 Da análise da figura conclui-se que o mecanismo de correcção de hidraulicidade não eliminou na totalidade a irregularidade hidrológica verificada no 1º trimestre de 2003, sendo milhares de euros repercutidos nas tarifas aos clientes finais do SEP. Tal como pode ser observado na Figura 2-8, relativamente ao 1º trimestre de 2003, do diferencial de milhares de euros entre os custos variáveis de energia eléctrica ocorridos ( milhares de euros) e os custos estimados corrigidos da variação de quantidades ( milhares de euros) houve um acréscimo de custos de milhares de euros devido à hidraulicidade, pelo que a variação dos preços dos combustíveis implicaria uma redução de custos no sistema de milhares de euros. Face à limitação do fuelóleo ao preço máximo de referência, o fundo de correcção de hidraulicidade apenas corrige milhares de euros, implicando uma redução de custos no sistema de milhares de euros. 21