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 Abril a Junho de 2003 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS Março 2003

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

3 ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO MECANISMO DE AJUSTE TRIMESTRAL DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA AJUSTE DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA REFERENTE AO QUARTO TRIMESTRE DE Cálculo do ajuste trimestral dos encargos variáveis Valores a considerar no cálculo das tarifas para Encargos mensais a facturar pela REN à EDP Distribuição no 2.º trimestre de ANÁLISE DO ANO DE AJUSTAMENTO TARIFÁRIO APLICÁVEL AOS FORNECIMENTOS DO SEP EM MAT, AT E MT Determinação dos Ajustamentos tarifários aplicáveis aos fornecimentos do SEP 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 Ajustamento tarifário a vigorar no segundo 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 segundo trimestre de ANÁLISE DO IMPACTE DO AJUSTAMENTO TARIFÁRIO APLICÁVEL AOS FORNECIMENTOS A CLIENTES DO SEP EM MAT, AT E MT...65 i

4 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1 Ajustamentos Tarifários na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, previstos no primeiro período de regulação...8 Figura 2-2 Ajustamentos Tarifários dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos em MAT, AT e MT, previstos no actual período de regulação Figura 2-3 Ajustamentos Tarifários dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos em BT, previstos no actual período de regulação (sem actuação do mecanismo de partilha) Figura 2-4 Ajustamentos Tarifários dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos em BT, previstos no actual período de regulação (com actuação do mecanismo de partilha) Figura 3-1 Desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica no 4º trimestre de Figura 3-2 Evolução dos preços médios mensais do fuelóleo com 3,5% e 1% de enxofre Figura 3-3 Evolução Preços spot CIF, NW Europa Figura 3-4 Evolução dos principais preços dos petróleos determinantes do preço do gás natural Figura 3-5 Análise da evolução da taxa de câmbio do dólar/euro Figura 3-6 Valores da Correcção de Hidraulicidade com e sem limitação ao preço do fuel Figura 3-7 Desvio do encargo variável de energia eléctrica corrigido pelo fundo de correcção de hidraulicidade Figura 3-8 Comparação entre os encargos de energia verificados no 4º trimestre de 2002 e os encargos de energia previstos nas Tarifas para Figura 3-9 Encargos variáveis verificados no 4º trimestre de 2002 e encargos variáveis considerando a energia emitida no 4º trimestre valorizada ao custo variável médio implícito nas Tarifas para Figura 3-10 Encargos variáveis verificados no 4º trimestre de 2002 e encargos variáveis considerando as energias emitidas previstas nas tarifas de 2002 valorizadas com os custos médios verificados Figura 4-1 Quantidades de energia eléctrica para fornecimento ao SEP adquiridas pela REN Figura 4-2 Quantidades de energia eléctrica fornecidas no âmbito da parcela livre Figura 4-3 Custo unitário médio das centrais térmicas do SEP em Figura 4-4 Custo unitário do fuelóleo consumido na central de Setúbal em Figura 4-5 Custo unitário do carvão consumido nas centrais do SEP em Figura 4-6 Custo unitário do gás natural consumido na central de ciclo combinado da Tapada do Outeiro em Figura 4-7 Encargo variável de aquisição de energia eléctrica ocorrido, corrigido da hidraulicidade Figura 5-1 Desvio de quantidades de energia afectas aos fornecimentos do SEP Figura 5-2 Ajustamentos tarifários a aplicar aos clientes do SEP Figura 5-3 Ajustamento das quantidades para o referencial de saída RNT Figura 5-4 Ajustamento dos preços para aplicação a fornecimentos a clientes finais ii

5 Figura 5-5 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 5-6 Diagrama de carga da Tarifa de Energia Potência, aplicável aos fornecimentos do SEP em MAT, AT e MT, no 2º trimestre Figura 5-7 Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em MAT no 2º trimestre, discriminado por posto horário Figura 5-8 Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em AT no 2º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura 5-9 Diagrama de carga dos clientes finais do SEP em MT no 2º trimestre, discriminado por posto horário e por opção tarifária Figura 6-1 Variação do preço médio de MAT para o 2º trimestre de Figura 6-2 Variação do preço médio de AT para o 2º trimestre de Figura 6-3 Variação do preço médio de MT para o 2º trimestre de Figura 6-4 Variação do preço médio trimestral de MAT, resultante dos ajustamentos trimestrais Figura 6-5 Variação do preço médio de AT, resultante dos ajustamentos trimestrais Figura 6-6 Variação do preço médio de MT, resultante dos ajustamentos trimestrais Figura 6-7 Evolução do preço médio da TEP afecta aos fornecimentos em NT, por aplicação dos ajustamentos trimestrais Figura 6-8 Evolução do preço médio anual da TEP afecta aos fornecimentos em NT iii

6 ÍNDICE DE QUADROS Quadro 3-1 Repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica, por nível de tensão, em Quadro 3-2 Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do 4º trimestre de Quadro 3-3 Desvio da parcela variável de energia eléctrica até ao 4º trimestre de Quadro 3-4 Energia emitida prevista e verificada por central do SEP Quadro 3-5 Comparação entre o custo médio do combustível previsto e verificado Quadro Correcção de hidraulicidade Quadro 3-7 Importações e exportações de energia eléctrica Quadro 3-8 Desvio global do encargo de energia verificado no 4º trimestre de Quadro 3-9 Impacte do desvio do custo variável médio nos encargos de energia verificados no 4º trimestre de Quadro 3-10 Impacte do desvio da energia emitida nos encargos de energia verificados no 4º trimestre de Quadro 3-11 Valor a considerar nas Tarifas de Quadro 3-12 Encargos mensais no 2º trimestre de Quadro 5-1 Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica a considerar no ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos do SEP Quadro 5-2 Quantidades consideradas em 2002 para o cálculo da tarifa de Energia e Potência aplicável aos clientes do SEP em Quadro 5-3 Quantidades consideradas no cálculo do ajustamento da tarifa de Energia Potência, aplicável aos fornecimentos do SEP em MAT, AT e MT, no 2º trimestre Quadro 5-4 Quantidades consideradas em 2002 para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT em Quadro 5-5 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, no 2º trimestre Quadro 5-6 Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em AT em Quadro 5-7 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em AT, no 2º trimestre Quadro 5-8 Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MT em Quadro 5-9 Quantidades consideradas para o cálculo dos ajustamentos da tarifa de Venda a Clientes Finais do SEP em MT, no 2º trimestre Quadro 5-10 Preços do ajustamento tarifário da tarifa de Energia e Potência a vigorar no 2º trimestre de Quadro 5-11 Preços do ajustamento tarifário da tarifa de Energia e Potência nos vários níveis de tensão Quadro 5-12 Preços dos ajustamentos tarifários das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP a vigorar no 2º trimestre de Quadro 5-13 Preços das energias das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT a vigorar no 2º trimestre de iv

7 Quadro 6-1 Variação dos proveitos das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT para o 2º trimestre de Quadro 6-2 Evolução do preço médio da TEP afecta aos fornecimentos em NT, por aplicação dos ajustamentos trimestrais Quadro 6-3 Síntese das variações no preço médio anual da TEP aplicável aos fornecimentos em NT v

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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 144.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 do SEP de MAT, AT e MT e das tarifas de Venda a Clientes Finais de MAT, AT e MT. 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). Embora o último trimestre de 2002 tenha sido um período bastante húmido, o ano foi seco, caracterizado por um Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica (IPH) de 0,75 o que significa que as afluências hidroeléctricas verificadas no território continental se situaram 25% abaixo da média das afluências registadas em períodos homólogos dos últimos anos. 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. Face à limitação ao preço do combustível de referência, o mecanismo de hidraulicidade não elimina na totalidade a irregularidade hidrológica. Assim, se nos três primeiros trimestres de 2002 os custos foram superiores aos de um ano hidrológico médio, no montante de 12 milhões de euros, no quarto trimestre, os custos foram inferiores em 10,3 milhões de euros. O ajustamento trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica relativo ao quarto trimestre de 2002 é de 31,2 milhões de euros sendo este o valor a repercutir na facturação da REN à EDP Distribuição durante o 2º trimestre de Durante o último trimestre de 2002, 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 779,5 GWh enquanto que o valor previsto tinha sido de 126,8 GWh. A aquisição de energia eléctrica fora do SEP foi concentrada fundamentalmente no mês de Dezembro e provocou um desvio significativo nas aquisições da EDP Distribuição ao SEP de cerca de 652,7 GWh no trimestre. 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 1

10 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 último trimestre de 2002, 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 2º trimestre de Tratando-se de um ajuste entre a REN e a 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 cálculo dos encargos mensais da REN à EDP Distribuição, no valor de 31 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. 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 95.º, conduz a um ajustamento do seu preço de energia de 0,0019 /kwh e, consequentemente, dos preços das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT do SEP a vigorar no segundo trimestre de O artigo 26.º do Regulamento Tarifário, estabelece que os preços de energia das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP em MAT, AT e MT são ajustados trimestralmente. No n.º 6 do artigo 95.º e no n.º 5 do artigo 104.º estabelece-se a metodologia de cálculo dos ajustamentos da tarifa de Energia e Potência e das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEP 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 95.º e no n.º 5 do artigo 104.º o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP afecto aos fornecimentos do SEP 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 em MAT, AT e MT, ambos aplicáveis no segundo trimestre de 2003, compensa o desvio dos encargos variáveis de 2

11 aquisição de energia eléctrica imputável a estes fornecimentos do SEP referente ao quarto trimestre de No segundo trimestre de 2003 não são aplicados ajustamentos aos preços de energia activa das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPA em MT e das tarifas de Venda a Clientes Finais do SEPM em AT e MT. O ajustamento tarifário dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica aplicável no segundo trimestre de 2003 provocará um acréscimo percentual do preço médio do SEP, diferenciado por nível de tensão, relativamente aos valores fixados em Dezembro de 2002 para vigorarem em 2003 de 4,33%, 4,08% e 2,74% em MAT, AT e MT, respectivamente. Neste documento analisa-se o desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP relativo ao quarto trimestre de 2002 tendo por base a informação enviada pela entidade concessionária da RNT e determina-se o correspondente ajustamento tarifário a aplicar aos clientes do SEP em MAT, AT e MT no segundo trimestre de No capítulo 2 apresenta-se o mecanismo de ajustamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica e a sua forma de transferência para a EDP Distribuição. No capítulo 3 analisa-se o ajustamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do SEP referente ao quarto trimestre de 2002 e estabelece-se o valor dos novos encargos mensais a vigorar no segundo trimestre de 2003 e a utilizar pela REN na facturação à EDP Distribuição. No capítulo 4 analisa-se o ano 2002, por trimestres, comparando os valores ocorridos com os previstos no cálculo das tarifas para No capítulo 5 são apresentados: A metodologia de cálculo dos preços do ajustamento tarifário aplicável aos fornecimentos a clientes do SEP em MAT, AT e MT (ponto 5.1). A caracterização da procura de energia eléctrica do SEP referente aos níveis de tensão de MAT, AT e MT, para o segundo trimestre de 2003 (ponto 5.2). 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 em MAT, AT e MT (ponto 5.3). No capítulo 6 analisa-se o impacte do ajustamento tarifário a vigorar no segundo trimestre de 2003 no preço médio de fornecimento do SEP em MAT, AT e MT. 3

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13 2 MECANISMO DE AJUSTE TRIMESTRAL DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA O Regulamento Tarifário estabelece a regulação da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica e a correspondente fórmula de definição do montante de proveitos permitidos à entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (RNT). Este montante de proveitos é separado em duas componentes, uma de natureza essencialmente fixa e outra de natureza variável. A componente fixa do nível de proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica é determinada fundamentalmente pelos encargos fixos com a aquisição de energia eléctrica para abastecimento do SEP, decorrentes dos contratos de aquisição de energia (CAE). A este valor de encargos adicionam-se os custos com a aquisição de energia eléctrica a produtores em regime especial, valorizados ao preço de produção de energia eléctrica resultante dos CAE, e as amortizações e remuneração dos activos líquidos de amortizações e comparticipações afectos a esta actividade. A componente variável do nível de proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica é determinada fundamentalmente pelos encargos variáveis com a aquisição de energia eléctrica para abastecimento do SEP, decorrentes dos contratos de aquisição de energia, corrigidos do efeito da hidraulicidade. A este valor adicionam-se os encargos com a aquisição de energia eléctrica por importação e subtraem-se os proveitos resultantes de exportações de energia eléctrica. Anualmente, a entidade concessionária da RNT prevê o valor dos encargos de aquisição de energia eléctrica para o ano seguinte com base nos quais a ERSE determina o nível de proveitos permitidos para esta actividade, que é posteriormente ajustado tendo em consideração os valores ocorridos. Os ajustamentos da componente fixa são realizados com um diferimento temporal de um ano, com base em estimativas, sendo o ajuste final e definitivo efectuado com um diferimento de dois anos. Este procedimento é diferente do aplicado no primeiro período de regulação, no qual se previa um único ajustamento com um diferimento de dois anos. Os ajustamentos da componente variável são, em geral, muito superiores aos correspondentes ajustamentos da componente fixa. Com efeito, as previsões dos encargos variáveis com a aquisição de energia eléctrica no âmbito dos contratos de aquisição de energia têm por base um conjunto de previsões de preços de combustíveis em mercados internacionais que apresentam alguma variabilidade. Os ajustamentos da componente variável são realizados trimestralmente, sendo as variações dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica calculadas por diferença entre o valor previsto 5

14 (corrigido das quantidades de energia eléctrica produzida pelas centrais) e o valor ocorrido (ajustado pelo diferencial da correcção de hidraulicidade). Por forma a promover a eficiência económica num ambiente progressivamente liberalizado, importa repercutir rapidamente nos consumidores as variações dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica decorrentes de variações de preço dos combustíveis. Procedendo desta forma, transmitem-se sinais económicos adequados aos consumidores por forma a que estes possam tomar as decisões mais correctas em termos de quantidade e tipo de energia consumida. Tendo em consideração este objectivo, o ajustamento trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica na parte afecta aos fornecimentos de MAT, AT e MT é transferido para o distribuidor vinculado e, ao mesmo tempo, repercutido nos fornecimentos destes clientes através de ajustamentos dos preços das tarifas de Venda a Clientes Finais de MAT, AT e MT. É de referir que o preço final dos clientes em MAT, AT e MT é fundamentalmente condicionado pelos custos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, contrariamente ao que se verifica nos clientes de BT, onde estes custos representam apenas cerca de 50% do preço médio. O ajustamento trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica na parte afecta aos fornecimentos de BT é suportado pela entidade concessionária da RNT até uma banda máxima prédefinida e pelo distribuidor vinculado na parte que exceder a referida banda. O ajustamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica na parte afecta aos fornecimentos de BT será repercutido nos preços das tarifas de Venda a Clientes Finais de BT anualmente, tendo por base valores estimados no final do terceiro trimestre, sendo o ajuste final e definitivo efectuado com um diferimento de dois anos. Na Figura 2-1 apresenta-se o modo de actuação do mecanismo de ajustamento dos proveitos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica que estava em vigor durante o primeiro período de regulação ( ), considerando unicamente a existência de variações de custos e ignorando a existência de variações de quantidades. O horizonte temporal analisado refere-se a três anos. No primeiro ano considera-se a existência de um desvio entre os proveitos previstos e os ocorridos. Nos restantes anos assume-se que este desvio é nulo. Na figura apresenta-se o preço médio de fornecimento de energia eléctrica nas seguintes situações: Preço médio real de aquisição de energia eléctrica decorrente dos CAE, corrigido da hidraulicidade. Preço médio previsto e resultante dos proveitos permitidos na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica suportado pelo Distribuidor Vinculado. Preço médio da tarifa de Venda a Clientes Finais referente à parcela de aquisição de energia eléctrica suportado pelos clientes finais do SEP. 6

15 Na figura apresenta-se também o desvio trimestral dos encargos de energia eléctrica aplicável à: Entidade concessionária da RNT. Distribuidor vinculado. Clientes do SEP. Por último apresenta-se o saldo destes desvios. Verifica-se que o desvio incorrido pela REN no ano 1 será ajustado com um diferimento de dois anos. Os desvios incorridos pelos clientes do SEP serão de sinal contrário aos da REN considerando-se os desvios aplicáveis ao distribuidor vinculado nulos. 7

16 Figura 2-1 Ajustamentos Tarifários na actividade de Aquisição de Energia Eléctrica, previstos no primeiro período de regulação Preço médio de fornecimento de energia eléctrica Preço médio (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) Trimestres (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) CAE corrigido hidraulicidade Proveitos AEE Clientes SEP (TEP) Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP Saldo do Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica Saldo do Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP 8

17 Na Figura 2-2 apresenta-se o modo de actuação do mecanismo de ajustamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos de MAT, AT e MT, em vigor no actual período de regulação ( ), utilizando os mesmos pressupostos referidos anteriormente. Verifica-se que o desvio incorrido pela REN em cada trimestre será corrigido com um diferimento de seis meses. Os desvios incorridos pelos clientes do SEP de MAT, AT e MT serão de sinal contrário aos da REN considerando-se os desvios aplicáveis ao distribuidor vinculado nulos. 9

18 Figura 2-2 Ajustamentos Tarifários dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos em MAT, AT e MT, previstos no actual período de regulação Preço médio de fornecimento de energia eléctrica em MAT, AT e MT Preço médio (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres CAE corrigido hidraulicidade Proveitos AEE Clientes SEP (TEP) Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica afectos a MAT, AT e MT Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP Saldo do Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica afectos a MAT, AT e MT Saldo do Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP 10

19 Nas duas figuras seguintes apresenta-se o modo de actuação do mecanismo de ajustamento dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos de BT previsto no actual Regulamento Tarifário. De igual modo, assume-se o mesmo conjunto de pressupostos referidos anteriormente. Na Figura 2-3 considera-se que o saldo do desvio trimestral dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica é inferior à banda máxima pré-definida DF REF. Verifica-se que o desvio incorrido pela REN no ano 1 será ajustado com um diferimento de um ano tendo por base valores estimados. Os desvios incorridos pelos clientes do SEP serão de sinal contrário aos da REN e consequentemente os desvios aplicáveis ao distribuidor vinculado serão nulos. Na Figura 2-4 considera-se que o saldo do desvio trimestral de encargos de energia eléctrica é superior à banda máxima pré-definida, havendo partilha do desvio entre a entidade concessionária da RNT e o distribuidor vinculado na parte que excede o valor da banda. Os desvios incorridos pelos clientes do SEP serão de sinal contrário aos da REN e da EDP Distribuição. O distribuidor vinculado suporta parte dos ajustamentos tarifários dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos em BT. 11

20 Figura 2-3 Ajustamentos Tarifários dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos em BT, previstos no actual período de regulação (sem actuação do mecanismo de partilha) Preço médio de fornecimento de energia eléctrica Preço médio (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) Trimestres (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) CAE corrigido hidraulicidade Proveitos AEE Clientes SEP (TEP) Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP Saldo do Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica Saldo do Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP 12

21 Figura 2-4 Ajustamentos Tarifários dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica afectos aos fornecimentos em BT, previstos no actual período de regulação (com actuação do mecanismo de partilha) Preço médio de fornecimento de energia eléctrica Preço médio (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) Trimestres (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) CAE corrigido hidraulicidade Proveitos AEE Clientes SEP (TEP) Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP Saldo do Desvio trimestral de encargos de energia eléctrica Saldo do Desvio trimestral (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) (1.T) (2.T) (3.T) (4.T) Trimestres REN DV Clientes SEP 13

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23 3 AJUSTE DO ENCARGO VARIÁVEL DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA REFERENTE AO QUARTO 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. O valor do desvio trimestral é dado pela diferença entre: Os valores previstos, para os três meses do 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 os três meses do 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 15

24 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 os 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 é transferida da REN para o distribuidor vinculado e é repercutida na parcela variável das tarifas de Venda a Clientes Finais em MAT, AT e MT. A parcela referente aos consumos em BT é partilhada entre a REN e o distribuidor vinculado, sendo transferido da REN para o distribuidor o montante que ultrapassar o valor DF REF. Tendo por base a informação publicada no documento Parâmetros para o Triénio e Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e Outros Serviços em 2002, em particular os dados referentes à caracterização da procura de energia eléctrica e os preços da tarifa de Energia e Potência, obtém-se uma repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica de 38% para os fornecimentos em MAT, AT e MT e de 62% para os fornecimentos em BT, conforme se apresenta no Quadro 3-1. Quadro 3-1 Repartição dos desvios trimestrais dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica, por nível de tensão, em 2002 Nível de tensão Parâmetros Artigo 75.º MAT, AT, MT (NT) ß 0,38 BT a 0,62 No Quadro 3-2 apresenta-se o cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica referente ao quarto trimestre de 2002, com o valor de milhares de euros. 16

25 Quadro 3-2 Cálculo do desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica do 4º trimestre de 2002 Outubro Novembro Dezembro 4º trimestre Encargo variável previsto E (1) R ~ var iável,m Encargo Variável Previsto (10 3 EUR) Encargo variável ocorrido (a) CAE m Encargos variáveis mensais de produção das centrais do SEP (b) Imp m Encargos da importação de energia eléctrica ou de aquisição a PNV (c) Exp m Proveitos de exportação ou da venda a entidades do SENV (d) CH m Correcção de Hidraulicidade (2) Encargo variável ocorrido [(a) + (b) - (c) + (d)] (10 3 EUR) Desvio relativo às quantidades de energia eléctrica (e) E SEP, m Quantidades ocorridas (GWh) (f) ~ E SEP, m Quantidades implícitas nas tarifas (GWh) (g) 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 [(e) - (f)] x (g) (10 3 EUR) Desvio mensal da parcela variável (4) R Desvio mensal da parcela variável = - (1) + (2) - (3) (10 3 var iável, m EUR) Repartição do desvio mensal da parcela variável BT (h) R variável, m Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de BT [α x (4)] NT (i) R variável, m Desvio mensal da parcela variável afecta aos consumos de NT [β x (4)] O Quadro 3-3 sintetiza o mecanismo de transferência do ajuste referente ao 4º 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, no montante de 25,3 milhões de euros, é dado pela soma do valor acumulado até ao final do 3º trimestre que não foi transferido para o Distribuidor Vinculado (6 milhões de euros) com o desvio destes encargos relativos ao 4º trimestre de 2002 (19,3 milhões de euros). Deste valor, o montante que excede o valor de referência (DF REF =6 milhões de euros) é transferido da REN para o Distribuidor Vinculado. O montante total a transferir da REN para o distribuidor vinculado é dado pela soma do ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes de BT, de 19,3 milhões de euros, com o ajuste trimestral do encargo variável de aquisição de energia eléctrica afecto aos clientes de MAT, AT e MT, de 11,9 milhões de euros, no valor total de 31,2 milhões de euros. 17

26 Quadro 3-3 Desvio da parcela variável de energia eléctrica até ao 4º trimestre de EUR 1º 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 = β R var iável, m var iável, m m = Desvio Trimestral de BT ( ) 3 BT Diferença acumulda = DFF = DF tri + R variável, m m= 1 BT Ajuste Trimestral em BT V tri BT Saldo da diferença de facturação DF = DFF V tri tri A determinação do valor total do desvio, milhares de euros, pode ser visualizada na Figura 3-1: Na primeira barra está representado o valor previsto para o 4º trimestre de 2002 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 energia eléctrica com origem no SEP, calculado em 2001 para o estabelecimento das tarifas de 2002, no montante de milhares de euros. Na segunda barra apresentam-se os valores previstos para o 4º trimestre de 2002 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 4º trimestre de 2002, é de milhares de euros. 18

27 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. Figura 3-1 Desvio dos encargos variáveis de aquisição de energia eléctrica no 4º trimestre de 2002 Unidade: 10 3 EUR Desvio das quantidades de energia eléctrica Desvio do encargo variável no 4º Trim/ Correcção de Hidraulicidade Encargo variável calculado em 2001 para o estabelecimento das tarifas de 2002 Valorização dos desvios nas quantidades de energia eléctrica Encargos variáveis ocorridos no 4º trimestre de 2002 com correcção da Hidraulicidade Encargos variáveis ocorridos no 4º trimestre de 2002 sem correcção da Hidraulicidade Quantidades 2001 Custos 2001 Quantidades 2002 Custos 2001 Quantidades 2002 Custos 2002 Quantidades 2002 Custos 2002 (sem correcção da hidraulicidade) 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) relativo ao 4º trimestre. 19

28 Quadro 3-4 Energia emitida prevista e verificada por central do SEP Unidade: GWh Previsto Tarifas 2002 (1) Verificado 2002 (2) 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 0-51 Total para abastecimento do SEP (E SEP,m ) % Verifica-se que a produção de energia eléctrica pelas centrais do SEP foi 11% inferior ao previsto para o cálculo das tarifas. Pelo facto de o trimestre ter sido húmido, verificou-se um aumento na produção de origem hidroeléctrica face ao valor médio em cerca de 17%, tendo o sistema térmico tido um forte decréscimo de 21%. 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 2002 e os valores efectivamente ocorridos. 20

29 Quadro 3-5 Comparação entre o custo médio do combustível previsto e verificado Centrais térmicas Previsto Tarifas 2002 (a) (1) Verificado 2002 (2) Outubro Novembro Dezembro Desvio % [(2)-(1)]/1 Verificado 2002 (3) Desvio % [(3)-(1)]/1 Verificado 2002 (4) Desvio % [(4)-(1)]/1 Total 4º trimestre Verificado 2002 (5) Desvio % [(5)-(1)]/1 CPPE Carregado (fuelóleo + gás natural) 10 3 EUR/tep 124,7 218,8 75% 70,8-43% 187,1 50% 201,7 62% Setúbal (fuelóleo) 10 3 EUR/tep 124,7 207,0 66% 176,4 41% 196,8 58% 196,3 57% Sines (carvão) 10 3 EUR/tec 46,1 45,3-2% 45,3-2% 44,6-3% 45,1-2% Tejo Energia Pego (carvão) 10 3 EUR/tec 57,8 57,0-1% 56,8-2% 55,9-3% 56,7-2% Turbogás Tapada do Outeiro (CC Gás Natural) 10 3 EUR/GJ 4,7 4,5-4% 4,5-4% 4,5-4% 4,5-4% Nota: [a] Relação considerada: 1 tonelada fuelóleo = 0,96 tep A análise do Quadro 3-5 permite concluir que o preço do fuelóleo colocado na central de Setúbal subiu cerca de 57% em relação ao valor previsto para o cálculo das tarifas. Este grande aumento deve-se ao início do consumo de fuelóleo a 1% de enxofre nas centrais a fuelóleo. Na Figura 3-2 apresenta-se a evolução do preço médio mensal do fuelóleo com um teor 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, cujo valor médio permite determinar o custo do fuelóleo pago às centrais do SEP, conforme estabelecido nos CAE. Por forma a poder cumprir a obrigação legal de a partir do início de 2003 se passar consumir, exclusivamente, fuelóleo com um teor de 1% de enxofre, a CPPE iniciou o consumo deste tipo de fuelóleo ainda durante o último trimestre de Por este motivo, esta figura também inclui a evolução do preço médio mensal deste tipo de combustível, com base nos mesmos indicadores acima referidos. 21

30 Figura 3-2 Evolução dos preços médios mensais do fuelóleo com 3,5% e 1% de enxofre USD/t Dez-01 Jan-02 Fev-02 Mar-02 Abr-02 Mai-02 Jun-02 Jul-02 Ago-02 Set-02 Out-02 Nov-02 Dez-02 Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera 3,5% Cargoes CIF NWE basis ARA 3,5% Preço do fuelóleo implícito nas tarifas ,5% Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 3º trimestre Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 4º trimestre Cargoes CIF NWE basis ARA 1% Cargoes CIF MED basis Genova-Lavera 1% Preço médio do fuelóleo a 3,5% no 3º trimestre Preço médio do fuelóleo a 3,5% no 2º trimestre Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 2º trimestre Preço médio do fuelóleo no 4º trimestre a 3,5% Preço médio do fuelóleo no 4º trimestre a 1% Preço médio do fuelóleo a 3,5% no 1º trimestre Custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal no 1º trimestre Da análise da figura pode concluir-se que os preços médios dos fuelóleos a 3,5% e a 1% de enxofre foram de 134 USD/t e 165 USD/t, respectivamente. Por seu lado, o custo médio do fuelóleo colocado na central de Setúbal no último trimestre foi cerca de 186 USD/t. A diferença entre o custo médio do fuelóleo consumido em Setúbal e o preço de mercado do fuelóleo com 1% de enxofre deve-se, fundamentalmente, a ajustamentos efectuados ao custo do fuelóleo consumido no 3º trimestre. Salientase que nesse trimestre o custo médio do fuelóleo 1 adquirido para a central de Setúbal, foi registado por um valor inferior aos preços médios de mercado aos quais está indexado. Na Figura 3-3 apresenta-se a evolução do preço do carvão nos mercados internacionais desde Abril de 2001 até Dezembro de Os preços desceram até Agosto, tendo invertido esta tendência a partir desta data. O valor considerado pela ERSE em Outubro de 2001 foi de 46,14 EUR/tec (em Sines). No quarto trimestre de 2002, o valor médio do custo com o carvão colocado na central de Sines foi de 45,1 EUR/tec. 1 Este custo inclui os custos com transporte e descarga, assim como uma parcela de ajustamento. 22

31 Figura 3-3 Evolução Preços spot CIF, NW Europa USD/tec Abr-01 Jun-01 Ago-01 Out-01 Dez-01 Fev-02 Abr-02 Jun-02 Ago-02 Out-02 Dez-02 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 do preço do fuelóleo desde Dezembro de 2001 até ao fim do 4º 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 Figura 3-4 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) 23

32 A evolução do dólar americano é outro factor bastante importante nos custos dos combustíveis. Observa-se que a depreciação desta divisa verificada a partir do 2º trimestre de 2002 acentuou-se no decorrer desse ano, tendo a taxa de câmbio média USD/EUR praticamente igualado a unidade no último trimestre de Figura 3-5 Análise da evolução da taxa de câmbio do dólar/euro 1,2 1,1 USD/EUR 1,0 0,9 0,8 Jan-02 Fev-02 Mar-02 Abr-02 Mai-02 Jun-02 Jul-02 Ago-02 Set Out 2002 Nov 2002 Dez Taxa de câmbio USD/EUR Taxa de câmbio implícita nas tarifas Taxa de câmbio média no 4º trimestre Taxa de câmbio média no 3º trimestre Taxa de câmbio média no 2º trimestre Taxa de câmbio médio no 1º trimestre 3. CUSTOS DERIVADOS DA HIDRAULICIDADE Embora o último trimestre de 2002 tenha sido um período bastante húmido, o ano foi seco, caracterizado por um Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica (IPH) de 0,75 o que significa que as afluências hidroeléctricas verificadas no território continental se situaram 25% abaixo da média das afluências registadas em períodos homólogos dos últimos anos. 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. A evolução do valor do diferencial da correcção de hidraulicidade, considerado pela REN no quarto trimestre, bem como o correspondente IPH, estão apresentados no Quadro

33 Quadro Correcção de hidraulicidade Out Nov Dez 4º Trim Diferencial da Correcção de Hidraulicidade (10 3 EUR) Índice Mensal de Produtibilidade Hidroeléctrica 1,02 1,30 1,77 Fonte: REN Nos termos do nº 2 da Portaria n.º 987/2000, de 14 de Outubro, a REN Rede Eléctrica Nacional, S.A, enquanto entidade concessionária da RNT e como gestora exclusiva da conta de correcção de hidraulicidade, deve calcular anualmente o diferencial, os encargos e a parcela referidos respectivamente nas alíneas a), b) e c) do n.º 1 do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 338/91, de 10 de Setembro, podendo este cálculo ser fraccionado mensalmente, ao longo do ano, em função da hidraulicidade de cada mês e da consequente evolução do saldo da correcção de hidraulicidade previsível até ao final do ano. O justificativo do movimento global do ano será obrigatoriamente acompanhado de um relatório de um auditor independente. O n.º 4 da Portaria refere ainda que relativamente à alínea a) do n.º 1 do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 338/91 a EDP pagará mensalmente à REN os diferenciais positivos e receberá da REN os diferenciais negativos. Donde se conclui que relativamente ao movimento global poderá haver opção por cálculo mensal ou anual, sendo o cálculo do diferencial mensal. Contudo, dado não ser viável actualizar mensalmente a base de dados de caudais afluentes a cada albufeira, o cálculo mensal é efectuado afectando o custo da central marginal aos défices ou excessos de afluência hidro-energética. Por não se utilizar a mesma metodologia no cálculo anual e mensal da correcção de hidraulicidade a soma dos valores mensais difere do valor anual. Em 2002 obteve-se um diferencial negativo de 9 962,8 milhares de euros. Pelo facto deste valor se referir a um ajuste relativo aos doze meses do ano e não a um trimestre em especial deverá ser ajustado nos proveitos da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica para 2004, acrescido de juros. Com este mecanismo de correcção de hidraulicidade pretende-se 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, que corresponde 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. 25

34 Importa ainda referir que o Decreto-Lei anteriormente mencionado impõe um 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. Esta diferença entre o valor real e o obtido por limitação ao preço máximo de referência é passada para as tarifas e paga ou recebida pelos clientes. No caso do período ser húmido o cliente beneficia da limitação ao custo do combustível. O gráfico seguinte permite visualizar os valores da Correcção de Hidraulicidade durante o ano de 2002 com e sem limitação ao preço da fonte marginal de produção. 26

35 Figura 3-6 Valores da Correcção de Hidraulicidade com e sem limitação ao preço do fuel 27