Análise e Previsão da Evolução do Custo da Electricidade ... · Análise e Previsão da...
113
Análise e Previsão da Evolução do Custo da Electricidade em Portugal João Tiago Quejas Machado Gil Dissertação para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Júri Presidente: Prof. Paulo da Costa Branco (DEEC, IST) Orientador: Prof. João José Esteves Santana (DEEC, IST) Vogais: Eng.º Mário Paulo (Director da REN e Assessor da SEEI) Prof. Pedro Manuel Santos de Carvalho (DEEC, IST) Outubro de 2010
Transcript of Análise e Previsão da Evolução do Custo da Electricidade ... · Análise e Previsão da...
Análise e Previsão da Evolução do Custo da Electric idade
em Portugal
João Tiago Quejas Machado Gil
Dissertação para obtenção do grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri
Presidente: Prof. Paulo da Costa Branco (DEEC, IST)
Orientador: Prof. João José Esteves Santana (DEEC, IST)
Vogais: Eng.º Mário Paulo (Director da REN e Assessor da SEEI)
Prof. Pedro Manuel Santos de Carvalho (DEEC, IST)
Outubro de 2010
i
Agradecimentos Aos meus pais, irmã e restante família, pelo apoio incondicional que deram durante o curso e
especialmente na recta final com a escrita da dissertação.
À minha namorada Raquel Pires, que pelo apoio, amor e exemplo sempre me ajudou a
transpor os obstáculos que foram surgindo, ajudando-me para que mesmo no meio do
temporal não perdesse o norte.
Aos meus amigos pelo apoio e companheirismo que sempre demonstraram e pelo incentivo
moral que sempre me foram dando ao longo destes anos, em especial ao Miguel que
conseguiu descortinar o erro de formatação no documento final.
Ao Professor João Esteves Santana, que pela disponibilidade que apresentou e pela sua
sabedoria e vasto conhecimento sobre os temas desenvolvidos, sempre soube afinar agulhas e
ajudar a encontrar o rumo a seguir, para que fossem obtidos os resultados que permitiram o
desenvolvimento e a conclusão deste trabalho.
ii
iii
Lista de Acrónimos ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
PRO – Produção/Produtores em Regime Ordinário
PRE – Produção/Produtores em Regime Especial
CAE – Contratos de Aquisição de Energia
CMEC – Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual
SEN – Sistema Eléctrico Nacional
RNT – Rede Nacional de Transporte
REN – Rede Eléctrica Nacional
EDP – Energias de Portugal
EDPSU – Energias de Portugal, Serviço Universal
MIBEL – Mercado Ibérico de Electricidade
OMIP – Bolsa de derivados do MIBEL
DGGE – Direcção Geral de Energia e Geologia
OMI – Operador de Mercado Ibérico
BdP – Banco de Portugal
MFAP – Ministério das Finanças e Administração Pública
INE – Instituto Nacional de Estatística
EIA – U.S. Energy Information Administration
CPPE – Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade
CUR – Comercializador de Último Recurso
ML – Mercado Liberalizado
TVCF – Tarifa de Venda ao Cliente Final
iv
MAT – Muito Alta Tensão
AT – Alta Tensão
MT – Média Tensão
BT – Baixa Tensão
BTN – Baixa Tensão Normal
BTE – Baixa Tensão Especial
IP – Iluminação Pública
PVML – Preço de Venda no Mercado Liberalizado
GPL – Gás de Petróleo Liquefeito
SPRE – Sobrecusto da Produção em Regime Especial
SEP – Serviço de Electricidade Público
PIB – Produto Interno Bruto
EP – Encargo de Potência
EE – Encargo de Energia
MVA – Megavoltampére
kVA – Quilovoltampére
MW – Megawatt
kW – Quilowatt
TWh – Terawatt/hora
GWh – Gigawatt/hora
MWh – Megawatt/hora
v
Introdução A conjuntura económica actual, torna pertinente a análise da estrutura de custos e preços dos
serviços de bens de primeira necessidade, como se poderá considerar a Energia Eléctrica,
enfoque do presente trabalho.
É neste contexto que se torna relevante a análise da evolução da estrutura tarifária,
actualmente aplicada ao sector Eléctrico, pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
(doravante referida como ERSE), tendo especial atenção à afectação da mesma pela entrada
em serviço de cada vez mais Produtores considerados de Regime Especial, como são o caso
da Cogeração, da Eólica e da Fotovoltaica, entre outros.
Entre os Produtores em Regime Especial, destacam-se actualmente a Cogeração e Eólica,
cuja influência sobre a tarifa de Energia Eléctrica, é de especial interesse, visto serem as
tecnologias que têm tido uma maior expansão no nosso país.
A cessação dos chamados Contratos de Aquisição de Energia, em 2007, leva à criação de uma
nova parcela denominada de Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual, com o intuito de
garantir aos electroprodutores afectados, o retorno do investimento por eles efectuado. Tal
aspecto repercute-se na tarifa, pelo intermédio de um sobrecusto resultante da menor
utilização dos produtores em Regime Ordinário, devido ao crescimento do Regime Especial.
Também a passagem dos consumidores para um regime de mercado livre afectará
necessariamente a forma como é pensada a tarifa regulada, podendo levar à sua extinção,
retirando a interferência da entidade reguladora nos preços estabelecidos para a energia,
embora a base do preço imputado aos consumidores se deva manter, visto estar assente nos
custos suportados pelos produtores.
É imperativa a reflexão sobre o actual paradigma dos Produtores em Regime Ordinário,
afectados pela crescente expansão dos Produtores em Regime Especial, sendo lançados
novos desafios relativos ao despacho de Energia Eléctrica e em termos compensatórios sobre
a análise do futuro relativamente aos contratos celebrados com os produtores térmicos, que
afectarão, necessariamente, a tarifa regulada da Energia Eléctrica.
Em suma, analisando a estrutura do Sistema Eléctrico Nacional e a situação económica
expectável para os próximos anos, é objectivo do presente trabalho realizar uma exposição e
análise da forma como é estabelecido o preço médio da Energia Eléctrica imposta aos
consumidores, aferindo acerca do futuro da mesma.
Palavras Chave: Estrutura de Custos, estrutura tarifária, Produtores em Regime Especial, Produção em Regime Ordinário, paradigma PRO, preço da energia eléctrica.
vi
Introduction The current economic situation makes it pertinent to analyze the structure of costs and service
prices of basic necessities such as Electricity, focus of this work.
So in this context it becomes relevant to make an analysis about the evolution of the regulated
electricity price’s structure that is currently applied to the electrical energy sector, by the Energy
Services Regulatory Authority (ERSE), paying special attention to the price’s changes
concerning the growth of producers in a special regimen, such as wind, solar and cogeneration,
amongst others.
Among the Special Regimen Producers of electricity1 (PRE), one can highlight Wind and
Cogeneration, whose influence over the price of electricity is of particular interest led by its
important expansion in our country.
The ending of the so-called Energy Purchase Agreements (CAE) in 2007, leading to the
creation of the Costs for the Maintenance of Contractual Equilibrium (CMEC) in order to ensure
the return on investment made by the affected power producers. These costs have reflections
on the energy price by means of an additional cost resulting from the decreasing Ordinary
Energy Production2, due to the Special Regimen growth.
The shift of consumers to a free market system has effects on the way the regulated energy
price is established, fact that might lead to its extinction, decreasing the influence of the
regulatory authority in the process of determining the energy price charged to the consumers,
although the basis for its calculation should remain the same since it is related to the costs
incurred by producers.
It becomes imperative to reflect on the current paradigm related to the Ordinary Energy
Production led by the increasing expansion of Special Producers, leading to new challenges
concerning the electrical energy dispatch and the financial compensation of the ordinary
producers driven by its decreasing usage, fact that will have implications on the electricity price.
In sum, analyzing the structure of the National Electricity System and the economic situation
expected for the coming years, the objective of this thesis is to make a presentation and
analysis on the way the average electric energy price is applied to consumers and its expected
value in the future.
Key words: Cost Structure, tariff structure, Special Regimen Production, Ordinary Regimen
Production, Ordinary Regimen Production paradigm, electrical energy price.
1 Endogenous and Renewable primary energy sources excepting large hydropower 2 Thermal (coal, gas, fuel and other primary sources) and large hydroelectric plants (over 30MW)
vii
viii
Conteúdo
Agradecimentos.............................................................................................................................. i
Lista de Acrónimos........................................................................................................................ iii
Introdução...................................................................................................................................... v
Introduction....................................................................................................................................vi
Conteúdo ..................................................................................................................................... viii
Índice de Figuras...........................................................................................................................xi
Índice de Tabelas ........................................................................................................................ xiii
1 Breve Caracterização do Sistema Eléctrico Nacional ........................................................... 1
1.1 Organização do Sistema Eléctrico Nacional ................................................................. 1
1.2 Produção de electricidade............................................................................................. 2
1.3 Transporte de electricidade........................................................................................... 2
1.4 Distribuição de electricidade ......................................................................................... 2
1.5 Comercialização de electricidade.................................................................................. 2
1.6 Operação dos mercados de electricidade..................................................................... 3
2 O Mercado de Electricidade................................................................................................... 4
2.1 Breve descrição do MIBEL............................................................................................ 5
2.2 Mercado Diário .............................................................................................................. 6
2.3 Mercado a Prazo ........................................................................................................... 9
2.4 Estabelecimento de Contratos ...................................................................................... 9
2.5 Envolvente de Mercado............................................................................................... 10
2.6 Mercado Retalhista...................................................................................................... 11
2.7 Mercado Liberalizado – Factos e Números ................................................................ 12
3 Cálculo do Preço da Electricidade ....................................................................................... 15
3.1 Cadeia de Valor do Sector Eléctrico ........................................................................... 15
3.1.1 Produção ................................................................................................................. 15
3.1.2 Transporte ............................................................................................................... 16
3.1.3 Distribuição.............................................................................................................. 16
3.1.4 Comercialização ...................................................................................................... 16
ix
3.2 Custos gerados ........................................................................................................... 17
3.3 Mercado Livre.............................................................................................................. 18
3.4 Mercado Regulado ...................................................................................................... 19
3.5 Estrutura de Preços da Energia Eléctrica ................................................................... 20
3.5.1 Comercializador de Último Recurso........................................................................ 20
3.5.2 Comercializadores Livres ........................................................................................ 21
4 Custo de Referência ............................................................................................................ 23
4.1 Nota sobre margem negocial do mercado .................................................................. 26
5 Cogeração............................................................................................................................ 27
6 Remuneração da Cogeração............................................................................................... 29
6.1 Diferencial de Custo - Cogeração ............................................................................... 30
6.2 Evolução do Sobrecusto da Cogeração...................................................................... 32
7 Produção de Energia Eólica................................................................................................. 34
7.1 Eólica no Sistema Eléctrico Nacional.......................................................................... 34
7.2 Fornecimento de Energia Eólica ................................................................................. 35
7.3 Eólica e o Preço da Energia........................................................................................ 36
7.3.1 Sobrecusto Produção Eólica ................................................................................... 38
7.4 Produção Eólica e Despacho ...................................................................................... 39
7.5 Evolução do Sobrecusto PRE ..................................................................................... 42
7.6 Comentários ................................................................................................................ 43
8 Contratos de Aquisição de Energia e Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual ..... 44
8.1 Contratos de Aquisição de Energia............................................................................. 44
8.1.1 Actualidade dos CAE............................................................................................... 45
8.2 Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual......................................................... 48
8.3 Novas medidas de remuneração e incentivo .............................................................. 50
9 Caracterização do Consumo................................................................................................ 51
9.1 Previsão do Consumo ................................................................................................. 55
9.2 Factor de Número de Consumidores NC⋅α ............................................................ 56
9.3 Factor de Evolução do Produto Interno Bruto PIB⋅β .............................................. 57
9.4 Factor relativo a outras variáveis OV⋅γ ................................................................... 59
9.5 Comentários ................................................................................................................ 60
x
10 Estrutura de Preços dos Electroprodutores .................................................................... 61
10.1 Passado....................................................................................................................... 61
10.2 Formação dos preços da Energia Eléctrica ................................................................ 65
10.2.1 Cálculo do Custo Médio Ponderado.................................................................... 67
10.2.2 Pressupostos....................................................................................................... 68
10.2.3 Consumo de Energia........................................................................................... 71
10.3 Tarifa de Acesso às Redes e de Comercialização ..................................................... 75
10.4 Preços de Energia Eléctrica ........................................................................................ 77
10.4.1 Distribuição Equitativa ......................................................................................... 77
10.4.2 Custos Variáveis.................................................................................................. 81
10.4.3 Custos Fixos........................................................................................................ 82
10.4.4 Custos Médios..................................................................................................... 82
10.4.5 Consumo de Electricidade .................................................................................. 83
10.5 Previsão....................................................................................................................... 83
10.5.1 Distribuição Equitativa ......................................................................................... 87
10.6 Comentários ................................................................................................................ 87
Conclusões.................................................................................................................................. 88
Bibliografia................................................................................................................................... 92
ANEXOS...................................................................................................................................... 95
ANEXO 1 ..................................................................................................................................... 96
xi
Índice de Figuras
Figura 1 – Esquema simplificado da Organização do SEN (fonte: adaptado CASTRO, Fev09) . 1
Figura 2 – Organização de Mercado (fonte: adaptado EDPSU)................................................... 3
Figura 3 – Exemplificação do encontro entre oferta e procura de energia eléctrica no mercado
diário.............................................................................................................................................. 6
Figura 4 - Mercado Diário, exemplo de Market Splitting fonte: Adaptado (ERSE,2009) .............. 8
Figura 5 – Peso relativo do consumo no ML sobre o consumo total [%] fonte: REN ................. 13
Figura 6 – Distribuição do Consumo por escalão de potência face ao consumo total para 2010
fonte (ERSE, 2010) ..................................................................................................................... 14
Figura 7 – Cadeia de Valor do Sector Eléctrico Fonte: Adaptação de (ERSE, 2009) ................ 15
Figura 8 - Estrutura dos Preços no Mercado Livre Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009) ............. 18
Figura 9 – Estrutura das Tarifas no Mercado Regulado Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009) ..... 19
Figura 10 – Preços Futuros Energia Eléctrica 16-12-2009 (fonte: sítio OMIP) .......................... 24
Figura 11 – Preços Futuros de Energia Eléctrica 23-08-10 (fonte OMIP) .................................. 25
Figura 12 – Perfil diário de Produção PRE (fonte: REN, 12/08/2010) ........................................ 27
Figura 13 – Evolução da Potência Instalada de Cogeração (fonte: DGGE)............................... 28
Figura 14 – Evolução da Energia injectada na rede pela Cogeração (fonte: DGGE) ................ 28
Figura 15 - Perfil típico Produção Cogeração (fonte REN)......................................................... 30
Figura 16 - Procura no CUR por classe de Tensão (fonte: ERSE, ‘Caracterização da Procura
2010’)........................................................................................................................................... 31
Figura 17 – Evolução Sobrecusto Cogeração (fonte: ERSE) ..................................................... 32
Figura 18 - Produção e Preço Médio Unitário de Aquisição da Cogeração (fonte: ERSE[28 a 41])33
Figura 19 – Remuneração da Cogeração antes de 2001........................................................... 33
Figura 20 – Remuneração da Cogeração após 2001................................................................. 33
Figura 21 – Evolução Potência Eólica Instalada (fonte: REN).................................................... 34
Figura 22 – Máximo histórico de potência eólica injectada na rede a 29 de Março de 2010
(fonte: REN)................................................................................................................................. 35
Figura 23 – Máximo histórico de potência eólica injectada na rede a 29 de Março de 2010
(fonte: REN)................................................................................................................................. 36
Figura 24 – Sobrecusto Produção Eólica e Sobrecusto PRE..................................................... 38
Figura 25 – Custo de Referência e Preço Médio de Aquisição .................................................. 39
Figura 26 – Diagrama de Carga típico de Inverno (fonte: REN, 25 de Março de 2010)............. 40
Figura 27 – Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Inverno (fonte: REN, 25 de
Março de 2010) ........................................................................................................................... 40
Figura 28 - Diagrama de Carga típico de Verão (fonte: REN, 13 de Julho de 2010) ................. 41
Figura 29 - Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Verão (fonte: REN, 13 de
Julho de 2010)............................................................................................................................. 41
xii
Figura 30 - Evolução do sobrecusto PRE (valores previstos para tarifas) (fonte: ERSE) .......... 42
Figura 31 - Evolução do sobrecusto PRE (valores ocorridos) (fonte: ERSE)............................. 42
Figura 32 – Evolução CMEC e Custo Unitário de Referência (fonte: ERSE)............................. 49
Figura 33 – Consumo por tipo de produção (fonte: ERSE) ........................................................ 51
Figura 34 – Comparação da Produção entregue na rede por tipo de produção e o consumo
total (fonte ERSE, REN, DGGE) ................................................................................................. 52
Figura 35 - Consumo total de energia eléctrica incluindo previsão para 2010 (fontes: ERSE,
REN, DGGE) ............................................................................................................................... 52
Figura 36 – Comparação entre consumos verificados entre Janeiro e Agosto de 2009 e 2010
(fonte: REN)................................................................................................................................. 53
Figura 37 – Evolução do consumo por regime de produção (fonte: ERSE)............................... 53
Figura 38 – Evolução do consumo relativo ao regime de mercado (fontes: ERSE, REN) ......... 54
Figura 39 – Evolução do consumo e número de consumidores de electricidade em Portugal
(fontes: REN, ERSE, DGGE) ...................................................................................................... 56
Figura 40 – Evolução do PIB por trimestre (Portugal) (fontes: BdP, INE) .................................. 57
Figura 41 – Representação gráfica do PIB verificado para 2009 e previsões até 2013 (fontes:
BdP, INE e MFAP) ...................................................................................................................... 58
Figura 42 - Relacionamento da Correcção de temperatura e diferença no consumo................ 59
Figura 43 – Evolução de Custos Fixos e Variáveis de Centrais Térmicas (fonte: ERSE).......... 62
Figura 44 – Evolução do custo do carvão consumido nas centrais de Sines e Pego (Tejo
Energia) (fonte: ERSE)............................................................................................................... 62
Figura 45 – Evolução do custo do fuelóleo consumido na central de Setúbal (fonte: ERSE)... 63
Figura 46 – Evolução do custo do Gás Natural consumido na central da Turbogás (Tapada do
Outeiro) (fonte: ERSE) ................................................................................................................ 63
Figura 47 – Evolução do Preço Spot do Brent na última década (fonte: EIA)............................ 64
Figura 48 – Evolução preço do carvão e custos variáveis na central do Pego (Tejo Energia)
(fonte: ERSE) .............................................................................................................................. 64
Figura 49 – Energia Produzida nas centrais tomadas como referência ..................................... 65
Figura 50 – Evolução do Custo Médio referente a centrais a Carvão (Pego) e Gás Natural
(Tapada do Outeiro) (fonte: ERSE, REN, DGGE) ...................................................................... 66
Figura 51 – Peso relativo do consumo por escalão de tensão sobre o total (fonte: ERSE,
DGGE)......................................................................................................................................... 73
Figura 52 – Distribuição dos custos e parcelas tarifárias por escalão de tensão....................... 77
Figura 53 – Evolução do preço do petróleo – Brent (fonte: Trading Economics, 2010) ............. 81
xiii
Índice de Tabelas
Tabela 1 – Comparativo da Energia Consumida em Abril de 2009 e 2010 (fonte: REN)........... 12
Tabela 2 – Preço médio de aquisição de energia eléctrica no mercado organizado pelo
comercializador de último recurso previsto para 2010 (fonte ERSE) ......................................... 24
Tabela 3 – Valores relativos à Cogeração 2010 (fonte: ERSE).................................................. 31
Tabela 4 – Potência Eólica Instalada (fonte: REN)..................................................................... 37
Tabela 5 – Produção Eólica Nacional (fonte REN) ..................................................................... 37
Tabela 6 – Análise dos sobrecustos PRE e Eólicas (fonte: ERSE)............................................ 38
Tabela 7– Custo de Referência e Preço Médio de Aquisição (fonte: ERSE) ............................. 38
Tabela 8 – Diferencial de Custo com a aquisição de energia eléctrica aos produtores com CAE
(fonte: ERSE, 2010) .................................................................................................................... 46
Tabela 9 – Previsões incluídas no cálculo das tarifas relativos aos CAE (fonte: ERSE) ........... 46
Tabela 10 – Evolução prevista do número de consumidores em Portugal (fonte: REN, ERSE) 56
Tabela 11 – PIB verificado para 2009 e previsões até 2013 (fontes: BdP, INE, MFAP) ............ 58
Tabela 12 – Factor de correcção de temperatura e dias úteis no 1º Semestre 2010 (fonte: REN)
..................................................................................................................................................... 60
Tabela 13 – Evolução do Custo Médio nas centrais do Pego e Tapada do Outeiro (fonte: ERSE,
REN, DGGE) ............................................................................................................................... 66
Tabela 14 – Evolução do Custo Unitário da actividade de Aquisição de Energia (fonte: ERSE)
..................................................................................................................................................... 68
Tabela 15 – Custos Fixos e Variáveis das centrais de referência a Carvão e Gás Natural (fonte:
ERSE).......................................................................................................................................... 68
Tabela 16 – Energia Anualmente Produzida pelas centrais de referência (fonte: ERSE).......... 69
Tabela 17 – Custo Médio de Referência Carvão e Gás Natural................................................. 69
Tabela 18 – Custo Médio PRE (fonte: ERSE) ............................................................................ 69
Tabela 19 – Custo Médio Unitário no Mercado Ibérico de Electricidade (fonte: ERSE, MIBEL,
OMIP, OMEL) .............................................................................................................................. 69
Tabela 20 – Energia Produzida PRO, PRE e Saldo Importador (fonte: ERSE, REN)................ 70
Tabela 21 – Evolução do Custo Médio Ponderado da energia eléctrica .................................... 70
Tabela 22 – Pesos dos tipos de produção sobre o consumo total de electricidade em 2010.... 71
Tabela 23 – Evolução e previsão do Consumo anual referido à produção líquida (fontes: REN,
ERSE).......................................................................................................................................... 71
Tabela 24 – Consumo de Electricidade entre Janeiro e Setembro de 2010 (Fonte: REN)........ 72
Tabela 25 – Previsão do consumo de electricidade por regressão linear entre Outubro e
Dezembro de 2010...................................................................................................................... 72
Tabela 26 – Consumo de electricidade anual por escalão de tensão (fontes: ERSE, DGGE) .. 73
Tabela 27 – Peso relativo do consumo por escalão de tensão (fonte: ERSE, DGGE) .............. 74
Tabela 28 – Evolução das parcelas da Tarifa de Acesso às Redes (fonte: ERSE) ................... 75
xiv
Tabela 29 – Tarifas incluídas nas tarifas de venda a clientes finais do CUR (fonte: ERSE,
“Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e outros serviços em 2010”, 12/2009) .................... 76
Tabela 30 – Factor de Perdas associado ao consumo de electricidade por escalão de tensão 77
Tabela 31 – Pesos sobre o Uso da Rede de Transporte consoante o escalão de tensão......... 78
Tabela 32 – Pesos sobre o Uso da Rede de Distribuição consoante o escalão de tensão ....... 78
Tabela 33 – Pesos sobre o Uso Global do Sistema consoante o escalão de tensão ................ 78
Tabela 34 – Evolução dos preços de energia eléctrica (Distribuição Equitativa) ....................... 79
Tabela 35 – Consumos e Produção previstos ............................................................................ 84
Tabela 36 – Evolução previsional das Parcelas da Tarifa de Acesso às Redes........................ 84
Tabela 37 – Energia produzida espectável das centrais de referência a Carvão e Gás Natural85
Tabela 38 – Custos Fixos e Variáveis previstos das centrais do Pego e Tapada do Outeiro .... 85
Tabela 39 – Custos Médios unitários previstos das centrais do Pego e Tapada do Outeiro ..... 85
Tabela 40 – Evolução esperada do Custo Unitário de Aquisição de Energia ............................ 85
Tabela 41 – Previsão do Custo Médio PRE................................................................................ 86
Tabela 42 – Evolução previsional do Custo Médio Ponderado de Energia Eléctrica................. 86
Tabela 43 – Distribuição esperada do Consumo de Energia Eléctrica por escalão de tensão.. 86
Tabela 44 – Preços de Energia Eléctrica estimados com distribuição equitativa....................... 87
xv
1
1 Breve Caracterização do Sistema Eléctrico Naciona l
1.1 Organização do Sistema Eléctrico Nacional
O Sistema Eléctrico Nacional (SEN)[1][28] tem sido alvo de algumas alterações, sendo que a
mais significativa data de 1995, quando foi estabelecida a coexistência de um sistema eléctrico
público e um independente organizado segundo uma lógica de mercado.
Actualmente, em termos organizativos, é possível fazer a divisão do SEN em cinco actividades
principais, desenvolvidas de forma independente, sendo estas:
− Produção;
− Transporte;
− Distribuição;
− Comercialização;
− Operação dos Mercados Organizados.
As actividades de produção e comercialização são exercidas em regime de livre concorrência,
mediante atribuição de licença e as actividades de transporte e distribuição, funcionam
mediante atribuição de concessões de serviço público.
Figura 1 – Esquema simplificado da Organização do SEN (fonte: adaptado CASTRO, Fev09)
2
1.2 Produção de electricidade
A produção de electricidade está inteiramente aberta à concorrência e é dividida em dois
regimes:
1. Produção em regime ordinário, relativa à produção de electricidade com base em
fontes térmicas tradicionais não renováveis e em grandes centros electroprodutores
hídricos.
2. Produção em regime especial, relativa produção de energia eléctrica baseada em
fontes endógenas e renováveis, como é o caso da cogeração e eólica.
No actual enquadramento legal, a lógica do planeamento centralizado de produção de
electricidade é substituída por uma lógica de mercado e de iniciativa privada, havendo apenas
lugar à intervenção do operador do sistema para efeitos de segurança do abastecimento de
energia eléctrica no SEN quando se perspectivem situações de escassez energética.
No enquadramento legal anterior, a optimização da produção assentava nos custos variáveis
de produção de cada centro electroprodutor e, actualmente, a optimização resultará de uma
lógica de mercado.
1.3 Transporte de electricidade
A actividade de transporte de electricidade é efectuada através da Rede Nacional de
Transporte (RNT), mediante uma concessão atribuída pelo Estado Português, em regime de
serviço público e de exclusividade à REN SA.
1.4 Distribuição de electricidade
A distribuição de electricidade é feita através da exploração da rede nacional de distribuição
(RND) ao nível da alta e média tensão, assim como da exploração das redes de distribuição de
baixa tensão.
A rede nacional de distribuição é operada através de uma concessão exclusiva atribuída pelo
Estado Português. Actualmente, a concessão exclusiva para a actividade de distribuição de
electricidade em alta e média tensão pertence à EDP Distribuição.
As redes de distribuição de baixa tensão continuam a ser operadas no âmbito de contratos de
concessão estabelecidos entre os municípios e os distribuidores, actualmente concentrados na
EDP Distribuição.
1.5 Comercialização de electricidade
A comercialização de electricidade encontra-se inteiramente aberta à concorrência.
Os comercializadores podem comprar e vender electricidade livremente e têm o direito de
aceder às redes de transporte e de distribuição, mediante o pagamento de tarifas de acesso
estabelecidas pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Os consumidores
3
podem escolher o seu comercializador e trocar de comercializador sem quaisquer encargos
adicionais.
Os comercializadores estão sujeitos a certas obrigações de serviço público no que respeita à
qualidade e ao abastecimento contínuo de electricidade e, também, a fornecer acesso à
informação em termos simples e compreensíveis.
1.6 Operação dos mercados de electricidade
Os mercados organizados de electricidade operam num regime livre e estão sujeitos a
autorizações concedidas conjuntamente pelo ministro das Finanças e pelo ministro responsável
pelo sector energético.
A operação do mercado de electricidade deve ser integrada no âmbito do funcionamento de
quaisquer mercados organizados de electricidade estabelecidos entre o Estado Português e
outros Estados-membros da UE.
Os produtores que operem sob o regime ordinário e os comercializadores, entre outros, podem
tornar-se membros do mercado.
A organização do SEN consiste na coexistência do mercado liberalizado e do mercado
regulado (Figura 2). Os agentes económicos podem estabelecer contratos com o
comercializador regulado, ou negociar directamente com os comercializadores que actuam no
mercado liberalizado.
Sistema Eléctrico Nacional
Mercado
Regulado
Mercado
Liberalizado
Produção
Regime Orginário e Regime Especial
Rede Nacional de Transporte
Distribuição
Comercializador
de último
recurso
Comercializador
livre
Clientes em
mercado
regulado
Clientes em
mercado
liberalizado
Concorrência
mediante
atribuição de
licença
Concessão de
serviço público
legenda
Figura 2 – Organização de Mercado (fonte: adaptado EDPSU)
4
2 O Mercado de Electricidade
A Energia Eléctrica, sendo um bem que assume actualmente contornos de primeira
necessidade, é já há algum tempo comercializada em regime de mercado, em que os agentes
económicos interessados transaccionam electricidade em troca do valor monetário, que resulta
do encontro entre a oferta pelos produtores e a procura pelos consumidores.
Anteriormente ao funcionamento em regime de mercado, eram estabelecidos contratos com os
produtores de energia eléctrica, denominados Contratos de Aquisição de Energia (CAE)[20], nos
quais era estabelecido um preço aderente à electricidade, remunerando o electroprodutor para
que este garantisse a permanência em actividade.
Neste tipo de funcionamento, apenas havia uma entidade a quem o consumidor compraria
energia eléctrica, consoante o pagamento de uma tarifa aderente. A tarifa de energia eléctrica,
foi criada em 1999, sendo o seu cálculo da responsabilidade de uma entidade reguladora,
criada para o efeito, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE).
Revelando ser vantajosa a convergência dos sistemas eléctricos português e espanhol, é
instituído o funcionamento em regime de mercado, sendo constituído o Mercado Ibérico de
Electricidade (MIBEL)[13].
Com a liberalização dos mercados, é aberta a operação em livre concorrência de entidades de
produção e comercialização de electricidade, sendo que as actividades de redes são
reguladas, por serem considerados monopólios naturais, com o objectivo de aumentar a
eficiência da operação e gestão dos recursos relativos a estas actividades.
A actividade de produção de energia eléctrica em regime de mercado está associada a um
mercado grossista, onde os agentes de produção colocam energia à venda e os agentes
comerciais procuram satisfazer a procura, quer para satisfação dos seus clientes finais, quer
para consumo próprio.
Aderente ao modelo de funcionamento em mercado liberalizado está associada a necessidade
da criação de mercados organizados, ou bolsas de transacção de energia, que consistem na
plataforma de negociação entre os agentes envolvidos.
A formação do preço de electricidade está então sujeita à actividade decorrente do
funcionamento dos mercados organizados, onde é estabelecido o preço marginal da energia
eléctrica, a fornecer pelos produtores, bem como à evolução de mercados relativos à
negociação de outras matérias, como o de combustíveis, emissões de CO2, entre outros.
A contratação de electricidade é feita de várias formas, com o objectivo de aproximar os
valores envolvidos na produção e outras actividades inerentes da energia eléctrica, e compra
5
da mesma no mercado, sendo feita a contratação para o dia seguinte, no chamado mercado
diário, para prazos mais longos, no mercado a prazo, ou bilateralmente de acordo com
processos legais ou regulamentares aplicáveis.
O mercado retalhista sob o qual os consumidores estabelecem livremente as relações
contratuais com os fornecedores de energia eléctrica, reflecte o comportamento do mercado
grossista.
2.1 Breve descrição do MIBEL
O Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)[13][14] tem origem há uma década, tempo decorrido
sobre os primeiros passos dados pelas Administrações de Portugal e Espanha no sentido da
sua criação. A cooperação entre os dois países tem-se revelado de grande utilidade, não só
pelo contributo dado para a existência do mercado de energia eléctrica a nível ibérico, mas
também à escala europeia, como um passo significativo para a construção do Mercado Interno
de Energia.
O processo de criação do MIBEL tem seguido um caminho de construção contínua composto
por vários momentos, dos quais são de destacar:
i. Celebração do Protocolo de colaboração entre as Administrações espanhola e
portuguesa para a criação do Mercado Ibérico de Electricidade, em Novembro de 2001;
ii. Assinatura do Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha, em
Outubro de 2004 em Santiago de Compostela;
iii. XXII.ª Cimeira Luso-Espanhola de Badajoz, em Novembro de 2006 com reedição em
Janeiro de 2008;
iv. Assinatura em Braga do Acordo em que foi feita a revisão do Acordo estabelecido
anteriormente;
v. Celebração da Cimeira Luso-Espanhola de Zamora em Janeiro de 2009.
A criação do MIBEL proporciona aos consumidores a aquisição de energia eléctrica, em regime
de livre concorrência, a qualquer produtor ou comercializador Ibérico.
O MIBEL apresenta como metas (fonte: OMIP)[3]:
− Beneficiar os consumidores de electricidade de ambos os países, através do processo
de integração dos respectivos sistemas eléctricos;
− Estruturar o funcionamento do mercado baseando-se nos princípios da transparência,
livre concorrência, objectividade, liquidez, auto-financiamento e auto-organização;
− Favorecer o desenvolvimento do mercado de electricidade de ambos os países, com a
existência de uma metodologia única e integrada, para toda a península ibérica de
definição dos preços de referência;
− Permitir a todos os participantes o livre acesso ao mercado, em condições de igualdade
de direitos e obrigações, transparência e objectividade;
6
− Favorecer a eficiência económica das empresas do sector eléctrico, promovendo a livre
concorrência entre as mesmas.
Posteriormente, no seguimento da filosofia de funcionamento em regime de mercado, foi criado
o Operador de Mercado Ibérico (OMI), apontado como a entidade responsável pela gestão dos
mercados diário, intradiário e a prazo.
2.2 Mercado Diário
No mercado diário do MIBEL, é transaccionada a energia eléctrica que satisfaz a procura do
dia que precede o da negociação.
Neste mercado é estabelecido pela intersecção de ofertas de compra e de venda, o preço e a
quantidade correspondentes a cada oferta horária do dia seguinte[17].
No processo de encontro do preço de mercado, é formada a chamada curva de oferta, de
forma crescente, pelas ofertas de venda dos vários produtores, seguindo a ordem relativa aos
preços apresentados por cada tipo de produção. De forma oposta, é apresentado o grupo de
procura, ou ofertas de compra, que no desenrolar da sessão de mercado, apresenta uma
tendência decrescente em preço. O preço de mercado é estabelecido pelo encontro do menor
preço que garante a satisfação da procura pela oferta.
Preço [€/MWh]
Figura 3 – Exemplificação do encontro entre oferta e procura de energia eléctrica no mercado diário
7
No mercado diário o preço estabelecido segue o modelo de preço marginal único e, como tal,
todos os compradores pagam o mesmo preço que por sua vez é pago a todos os produtores,
independentemente do tipo de produção de que disponham.
Desta forma, os produtores que façam a oferta de energia eléctrica a um preço mais reduzido,
pelas regras impostas do funcionamento do mercado, recebem por elas o preço marginal
estabelecido, mesmo sendo superior à sua oferta.
Em determinadas alturas, dado que o mercado é ibérico, envolvendo Portugal e Espanha, há
momentos em que as capacidades de interligação excedem a sua capacidade, alturas em que
se presencia o market splitting ou separação de mercados dos dois países, operando,
individualmente, sendo encontrados preços específicos para cada um deles[4].
8
Figura 4 - Mercado Diário, exemplo de Market Splitti ng fonte: Adaptado (ERSE,2009)
Como complemento, há seis sessões que formam o mercado intradiário, nas quais se
transacciona electricidade de forma a ajustar os valores obtidos no mercado diário.
O funcionamento de mercado nestas sessões é em tudo igual ao diário, estando sujeito à
realização de ofertas de compra e de venda por intermédio dos vários agentes, indicando cada
oferta por sessão o dia e hora a que se reporta e o preço e a quantidade de energia eléctrica
correspondentes.
9
2.3 Mercado a Prazo
O objectivo do mercado a prazo é o estabelecimento de contratos de compra e venda de
energia eléctrica a longo prazo (semana, mês, trimestre, e ano).
Para este efeito, a entidade responsável pela gestão deste mercado, o OMIP, disponibiliza os
seguintes instrumentos para estabelecimento dos contratos:
− Contratos Futuro – contratos de compra ou venda de energia para um determinado
horizonte temporal, em que o comprador estabelece o compromisso de compra de
electricidade num dado período de entrega, comprometendo-se o vendedor a colocar
essa mesma electricidade, por um preço determinado, aquando da transacção. Os
ganhos e perdas resultantes das flutuações de preços durante a fase de negociação
neste tipo de contratos, são liquidados numa base diária;
− Contratos Forward – em tudo semelhantes aos contratos Futuro, apenas divergindo na
forma de liquidação dos ganhos e perdas, que nesta situação contratual apenas ocorre
durante o período de entrega e numa base mensal;
− Contratos SWAP – contratos em que é feita a troca de posição em preço variável por
uma posição de preço fixo ou vice-versa, dependendo do sentido da troca. Têm o
objectivo de fazer a gestão ou toma de risco financeiro, não havendo entrega física do
produto a que se referem, mas apenas a liquidação das margens correspondentes.
Actualmente, segundo o OMIP[3], os produtos mais transaccionados são os contratos Futuro.
2.4 Estabelecimento de Contratos
No mercado grossista do MIBEL, existe actualmente um conjunto de modalidades de
contratação que se complementam, sendo estes:
− Mercado de contratação a prazo, que consiste no estabelecimento de compromissos
no futuro de produção e compra de energia eléctrica com liquidação física3 ou
financeira4;
− Mercado de contratação à vista, em que se estabelecem programas de venda e de
compra de electricidade para o dia seguinte ao da negociação, integrando uma
componente de contratação diária e uma de ajustes intradiários,
− Mercado de serviços de sistema, com funcionamento em tempo real, onde é feito o
ajustamento de equilíbrio da produção com o consumo de electricidade;
− Mercado de contratação bilateral, onde os agentes estabelecem contratos de compra e
venda de energia eléctrica para os vários horizontes temporais.
3Referente à entrega de energia 4Relativa à compensação dos valores monetários envolvidos na negociação
10
Actualmente, a energia produzida pela produção em regime especial (PRE) é totalmente
adquirida pelo comercializador de último recurso (CUR), função desempenhada pela EDP
Serviço Universal, que faz os ajustes necessários relativamente às necessidades de compra no
mercado, descontando a produção expectável em regime especial.
2.5 Envolvente de Mercado
O Parque Electroprodutor nacional é formado por diversas tecnologias, às quais estão
associados custos diferentes. O consumo é, portanto, satisfeito por energia produzida por
vários produtores, sendo que o preço pago pelos consumidores é o reflexo dos custos de
produção.
Para além deste factor, outros como os preços das fontes de energia primária, o regime
hidrológico e, mais recentemente, com as preocupações ambientais na ordem do dia, o
mercado de licenças de emissão de CO2.
Pelo aumento do incentivo governamental à criação de novas instalações de produção de
fontes renováveis ou endógenas, a energia por estas fornecida equipara-se a uma ou mais
centrais térmicas de grande capacidade, chegando a alcançar 30 a 40% da produção diária.
Se o panorama há uns anos apontava para a produção térmica como a principal fonte de
produção de electricidade, nomeadamente a carvão, gás natural e fuel, tecnologias existentes
no nosso país, que dependiam fortemente dos respectivos combustíveis consumidos, em
matéria de custos, hoje verifica-se uma forte presença da produção em regime especial no
abastecimento eléctrico do consumo.
A estes mercados e na sequência do Protocolo de Quioto, pela criação de um mecanismo de
gestão de licenças de emissão de CO2, as centrais térmicas, para além da afectação do preço
de venda de electricidade relacionada com os mercados de fontes de energia primária, passam
a ter de integrar nos seus custos, uma parcela agravante quanto à emissão destes gases para
a atmosfera.
Relativamente às centrais hídricas, é atribuído um custo de oportunidade subjacente ao valor
da água, que depende das condições hidrológicas de cada ano (húmido ou seco) e da
capacidade de armazenamento do aproveitamento hídrico.
Há no nosso país dois tipos de centrais hídricas:
− Centrais de fio-de-água, que não têm capacidade de armazenamento, tendo uma
valorização aproximadamente nula em anos húmidos.
− Centrais de albufeira, com capacidade de armazenamento de água que permitem um
aprovisionamento de energia ao longo do tempo, atribuindo à energia por estas
produzida, um custo de oportunidade associado à capacidade de armazenamento e
condições hidrológicas anuais. Este custo depende também das condições de
11
exploração que podem ser limitadas por outros factores como o abastecimento de
água para consumo populacional, manutenção das cotas de exploração para
agricultura, entre outros.
2.6 Mercado Retalhista
Inerente ao desenvolvimento do mercado liberalizado de energia eléctrica, dada a abertura da
comercialização ao mercado, é dada aos consumidores liberdade na escolha do seu
fornecedor de electricidade.
A evolução do mercado retalhista é dependente do comportamento do mercado grossista, visto
ser neste definida parte do preço da electricidade pago pelos consumidores, referente aos
custos de energia, que é, aliás, preponderante sobre as outras parcelas. Esta é também a
única parcela negociável entre fornecedor e consumidor, visto os restantes custos serem
regulados e impostos em qualquer regime de mercado (principalmente associados à utilização
de redes).
Assim, deve prestar-se alguma atenção ao comportamento do mercado retalhista, podendo
desta forma acompanhar-se e avaliar-se o regime concorrencial do mercado liberalizado.
12
2.7 Mercado Liberalizado – Factos e Números
O constante aumento da tarifa de energia eléctrica leva os consumidores a uma reflexão mais
cuidada acerca do fornecimento de energia eléctrica, avaliando a possibilidade da mudança
para o mercado liberalizado.
A tarifa de electricidade estará porventura destinada à extinção, visto o número de clientes que
se desvincularam do CUR ter aumentado substancialmente nos últimos anos.
Os mais recentes números de Abril de 2010[24] apontam para um consumo de 50% relativo a
clientes no mercado liberalizado (ML), na publicação da ERSE “Mercado Liberalizado -
Situação em Abril de 2010”, face a 17% em Abril de 2009. No entanto, segundo os dados
publicados pela REN, estes números apontam para um peso de cerca de 37% de clientes no
ML em Abril de 2010 face aos aproximadamente 11% relativos a Abril de 2009.
Apesar da discrepância entre os números apresentados, o facto principal a retirar destes
valores é a evolução relativa à passagem dos consumidores para o mercado liberalizado,
abandonando o comercializador de último recurso.
Para análise da evolução do consumo no mercado liberalizado, serão utilizados os dados
fornecidos pela REN, devido à maior clareza nos dados disponibilizados.
Tabela 1 – Comparativo da Energia Consumida em Abri l de 2009 e 2010 (fonte: REN)
[GWh] Abr-09 Abr-10
Consumo Mercado Liberalizado 0,438 1,482
Consumo Mercado Regulado 3,397 2,509
13
Figura 5 – Peso relativo do consumo no ML sobre o co nsumo total [%] fonte: REN
Nota-se de facto um crescimento em cerca de 26% da potência consumida pelos clientes no
mercado liberalizado, entre Abril de 2009 e Abril de 2010, tendência que se deverá manter nos
próximos meses.
As recentes medidas aprovadas pelo governo, têm o intuito de extinguir a tarifa de energia
eléctrica, aproximando os clientes do mercado liberalizado. Para tal, segundo notícias
divulgadas pela comunicação social, a tarifa de energia eléctrica deverá ser exclusivamente
aplicada aos consumidores da Baixa Tensão, independentemente do escalão, levando os
consumidores de Alta e Média Tensão para o mercado liberalizado de energia eléctrica.
Segundo os dados apontados pela ERSE[32] no documento de “Caracterização da Procura para
2010”, é possível verificar que, actualmente, o maior cliente no mercado regulado é a Baixa
Tensão (BT).
14
Figura 6 – Distribuição do Consumo por escalão de p otência face ao consumo total para 2010 fonte (ERSE, 2010)
Os clientes da BTN são fornecidos ainda, maioritariamente, pelo CUR, sendo que os aderentes
ao mercado liberalizado representam actualmente cerca de 3,4% do consumo total, 11,2% dos
consumidores no ML.
A previsão feita para o ano de 2010 aponta para cerca de 30% do consumo no mercado livre,
revelando uma aproximação sensata, dado os valores anunciados pela REN, que apontam
para os 26%, devendo manter a tendência crescente até ao final do ano.
15
3 Cálculo do Preço da Electricidade
É intuito do presente capítulo fazer uma breve exposição da forma como é estabelecido o
preço da energia eléctrica aplicado pelo comercializador no mercado livre e da tarifa regulada,
imputada pelo comercializador de último recurso, no mercado regulado.
3.1 Cadeia de Valor do Sector Eléctrico
A electricidade para que seja consumida tem um percurso que passa pela produção da
mesma, pelo seu transporte, distribuição e comercialização.
Desta forma pode descrever-se a cadeia de valor do sector Eléctrico[4]:
Figura 7 – Cadeia de Valor do Sector Eléctrico Fonte: Adaptação de (ERSE, 2009)
3.1.1 Produção
Em Portugal a produção é feita por vários tipos de tecnologia e fontes primárias de energia,
divididos em dois regimes distintos:
− Produtores em Regime Ordinário ou Convencional, onde se enquadram a
grande produção hídrica (barragens de albufeira e fio-de-água) e térmica de
fontes primárias de energia como o carvão, gás natural, fuel, gasóleo, entre
outros;
− Produtores em Regime Especial, que englobam toda a produção de fontes
endógenas e renováveis (eólica, mini-hídrica, solar, cogeração, biomassa,
entre outros).
16
3.1.2 Transporte
O transporte da energia produzida é feito em Muito Alta Tensão, dos centros produtores até
aos centros de consumo, actividade que é da total responsabilidade da Rede Eléctrica
Nacional, que opera num regime de monopólio natural, como é característico deste ramo.
A REN é responsável pelo planeamento, implementação e operação da Rede Nacional de
Transporte (RNT), infra-estrutura associada e de todas as interligações e instalações
necessárias à operação da RNT. Atribui-se também a esta entidade, no mesmo âmbito, a
coordenação das infra-estruturas do Sistema Eléctrico Nacional, de forma a garantir a
operação integrada e eficiente do sistema, bem como a continuidade e qualidade do
abastecimento de energia eléctrica.
3.1.3 Distribuição
Para além do transporte em MAT, é necessário fazer a distribuição da electricidade tendo por
base a rede nacional de distribuição, que consiste na rede de Alta, Média e ainda as redes de
distribuição de Baixa Tensão.
A rede nacional de distribuição é operada através de uma concessão exclusiva atribuída pelo
Estado Português, à empresa EDP Distribuição, subsidiária do grupo EDP, operando em
regime de monopólio natural, à semelhança da rede de transporte. As redes de distribuição de
Baixa Tensão são operadas ao abrigo de acordos de concessão firmados mediante concurso
público lançado pelos municípios.
3.1.4 Comercialização
No final da cadeia de valor surge a Comercialização, feita por algumas empresas que são
responsáveis pela gestão das relações com os consumidores finais, incluindo facturação e
serviço ao cliente. No nosso país, e dado estar concluída a convergência tarifária dos
arquipélagos dos Açores e Madeira, a comercialização de electricidade pode ser feita no
Mercado Livre, através dos comercializadores livres e no Mercado Regulado, através do
comercializador de último recurso (CUR), pela empresa EDP Serviço Universal.
O Comercializador de Último Recurso compra energia a prazo no OMIP e OMIClear tendo em
vista o abastecimento da demanda que dele depende, tendo ainda obrigação da compra da
energia produzida em regime especial.
17
3.2 Custos gerados
A cada umas destas actividades estão associados custos que dão origem às tarifas definidas e
publicadas anualmente pela ERSE, de acordo com o estabelecido no Regulamento Tarifário.
Os custos assumidos pelos vários sectores da cadeia são recuperados através de diversas
tarifas que, ultimamente, se combinam na tarifa de venda aos clientes finais (TVCF), no caso
dos clientes no Mercado Regulado, ou com excepção de algumas partes, na Tarifa ou Preço de
Venda do comercializador de mercado (regime liberalizado).
As várias tarifas que visam remunerar as entidades afectas à produção, transporte, distribuição
e comercialização de energia eléctrica são (ERSE,2009):
− Tarifa de Uso Global do Sistema deve proporcionar os proveitos da actividade de
Gestão Global do Sistema, integrando os custos com a operação do sistema, os
custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de interesse
económico geral e os custos para a manutenção do equilíbrio contratual (CMEC).
− Tarifa de Uso da Rede de Transporte deve proporcionar os proveitos da
actividade de Transporte de Energia Eléctrica que inclui o estabelecimento,
operação e manutenção das redes de transporte em MAT e das interligações.
− Tarifa de Uso das Redes de Distribuição em Alta e Média Tensão, deve
proporcionar os proveitos das actividades reguladas de distribuição de energia
eléctrica em AT e MT correspondentes ao planeamento, estabelecimento,
operação e manutenção das redes de distribuição, de forma a veicular a energia
eléctrica até aos clientes finais.
De forma análoga, a Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em Baixa Tensão
permite recuperar os custos da actividade regulada de Distribuição de Electricidade
em BT.
− Tarifa de Energia tem o objectivo de recuperar os custos com a actividade de
Compra e Venda de Energia Eléctrica do CUR, incluindo os custos de aquisição de
energia eléctrica para fornecimento dos clientes e os custos de funcionamento
associados.
− Tarifa de Comercialização deve proporcionar ao CUR os proveitos da actividade
regulada de comercialização, englobando as estruturas comerciais de venda de
energia eléctrica aos seus clientes, nomeadamente a contratação, facturação e
serviço de cobrança de electricidade.
o As Tarifas de Acesso às redes englobam as tarifas de Uso Global do
Sistema, Uso da Rede de Transporte e Uso da Rede de Distribuição,
pagas por todos os consumidores de energia eléctrica no Mercado
Regulado ou Mercado Livre, integrando-se nas tarifas de venda dos vários
comercializadores.
18
o As Tarifas de Venda a Clientes Finais do comercializador de último
recurso são o resultado da soma dos preços da Tarifa de Acesso às
Redes, Tarifa de Energia e da Tarifa de Comercialização, aplicadas apenas
aos consumidores no Mercado Regulado.
Será de referir que os comercializadores no Mercado Livre negociam os preços da componente
de energia com os seus clientes, enquanto no Mercado Regulado estes mesmos preços estão
integrados nas Tarifas de Venda a Clientes Finais.
3.3 Mercado Livre
Pelo que foi acima descrito pode desenvolver-se a estrutura dos preços imputados no Mercado
Livre como descrito seguidamente:
Figura 8 - Estrutura dos Preços no Mercado Livre Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009)
Resultando da forma como é negociada a energia eléctrica neste regime de mercado, o
produto final é o Preço de Venda aos clientes, que é estabelecido entre o comercializador de
mercado livre e o consumidor.
A comercialização é aberta à concorrência e os comercializadores podem comprar e vender
electricidade livremente. Pelo pagamento das tarifas de acesso às redes, reserva-se-lhes o
direito de aceder às mesmas, sendo que este valor tem o intuito de garantir a recuperação de
custos assumidos pelas entidades responsáveis pelo Transporte e Distribuição.
Nestas condições de mercado, os consumidores são livres de escolher o seu fornecedor. Este
está sujeito a uma série de obrigações de serviço público, de forma a que seja garantida a
qualidade e continuidade do fornecimento, assim como a protecção do consumidor,
19
relativamente a preços e tarifas de acesso, devendo fornecer informação aos clientes, de forma
simples e compreensível.
O comercializador compra energia no mercado grossista, em que os produtores fazem ofertas
de unidades de energia a um dado preço, onde, seguindo um princípio de oferta e procura, é
comprada a quantidade necessária à satisfação dos seus clientes.
3.4 Mercado Regulado
De forma análoga, ilustra-se a estrutura das Tarifas no Mercado Regulado, onde o preço final é
o da Tarifa de Venda a Clientes Finais:
Figura 9 – Estrutura das Tarifas no Mercado Regulado Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009)
Na situação de mercado regulado, pelo estabelecimento de contratos com os produtores,
sejam estes CAE ou remunerados pelos actuais CMEC, há a garantia da cobertura dos custos
fixos e variáveis em que incorrem da actividade de produção de energia eléctrica, sendo
diluídos na Tarifa de Venda a Clientes Finais.
São também recuperados na TVCF outros custos relativos à gestão do sistema e uso das
redes de transporte e distribuição, para além de outros valores apresentados pelos
comercializadores.
O comercializador de último recurso é, actualmente, obrigado a comprar energia a prazo nos
mercados organizados pelo OMIP e pela Sociedade de Compensação de Mercados de
Energia, S. A. (OMIClear), correspondente à necessidade de abastecimento dos seus
consumidores, tendo ainda obrigação de compra da energia produzida pelos PRE.
20
O excedente de energia adquirido a prazo e da produção de PRE será vendido novamente no
mercado organizado.
Neste mecanismo, os produtores correriam menos risco, caso a potência em Regime Especial,
não tivesse evoluído tanto nos últimos anos.
Como a recuperação de custos está associada à disponibilidade e oferta de energia pelos
produtores, se esta energia é produzida alternativamente pelos PRE sem necessidade de
recurso ao regime convencional, fica comprometido o cumprimento das obrigações financeiras
assumidas pelo investidor/electroprodutor, devido à sua estrutura de custos.
Como a tarifa de energia é baseada nos custos de produção que, por sua vez, estão indexados
ao custo médio da energia eléctrica, como este é função da energia produzida, quanto menor
for a mesma, maior o custo e por conseguinte, maior o preço estabelecido.
É portanto de extrema importância que se estabeleçam condições contratuais que permitam a
recuperação dos encargos das centrais.
3.5 Estrutura de Preços da Energia Eléctrica
Define-se neste ponto a estrutura de preços da energia eléctrica, conforme o comercializador
com quem o cliente negocia a electricidade[43].
3.5.1 Comercializador de Último Recurso
No mercado regulado o cálculo da chamada Tarifa de Venda a Clientes Finais, é resultado da
soma de uma série de parcelas, que podem ser simplificadas pela expressão abaixo.
ComARE TTTTVCF ++= (eq. 1)
TE é a Tarifa de Energia, dada pela soma dos Custos de Produção (CP) decorrentes da
actividade de produção de electricidade, acrescentados de custos extraordinários com a
compra de toda a produção pelos PRE (CEPRE).
PREE CECPT += (eq. 2)
TCom é a Tarifa de Comercialização, que integra os Custos Comerciais do Retalho (CCr),
assumidos pela entidade responsável por esta actividade.
rCom CCT = (eq. 3)
TAR é a Tarifa de Acesso às Redes, que engloba custos com as redes de transporte e
distribuição, para além dos custos de gestão global do sistema, todos imputados em tarifas
homónimas, TURT, TURD e TUGS, respectivamente.
21
URDUGSURTAR TTTT ++= (eq. 4)
Os Custos de Produção neste regime de mercado, são definidos relativamente ao custo médio
de referência que é estabelecido pelo CUR, quando faz a consulta dos valores no MIBEL.
Mais à frente será possível, através de um olhar mais cuidado sobre este tema, tirar algumas
conclusões acerca da forma do estabelecimento deste valor de referência, observando a sua
influência no valor da Tarifa de Energia Eléctrica, principalmente pelo cálculo dos sobrecustos
relativos aos Contratos de Aquisição de Energia e Custos de Manutenção do Equilíbrio
Contratual.
3.5.2 Comercializadores Livres
No Mercado Livre, os comercializadores no mercado de oferta de energia eléctrica, gerido pelo
OMIP ou OMIClear, estabelecem contratos de aquisição da electricidade necessária para
abastecer a demanda que lhes está associada.
O grupo de consumidores é livre de escolher qual a entidade com quem estabelece contrato de
fornecimento de energia.
Alguns custos são imputados no preço final, por obrigação da entidade reguladora, de forma a
recuperar gastos dispendidos com operação, manutenção entre outras tarefas, relativas à
Rede de Transporte, Redes de Distribuição e Uso Global do Sistema, à semelhança do que
sucede para o caso da tarifa regulada.
Desta forma, o cálculo do Preço de Venda em Mercado Livre (PVML) pode ser feito
aproximadamente pela expressão seguinte.
CnRAREnR PTPPVML ++= (eq. 5)
PEnR são os Preços de Energia não Regulados, dependentes dos custos de produção (CPm)
dos electroprodutores aos quais se refere o preço marginal firmado nas sessões de mercado
em que é negociada a energia eléctrica (encontro entre oferta e procura).
Este valor é em tudo semelhante ao da Tarifa de Energia no caso regulado, no que toca à sua
formação, dependente dos custos do produtor.
mercadoEnREnR CPCP == (eq. 6)
PCnR reportam aos Preços de Comercialização não Regulados, relativos aos Custos Comerciais
do Retalho, suportados pela entidade comercializadora operando em regime livre.
22
rCnR CCP = (eq. 7)
TAR é a Tarifa de Acesso às Redes, também englobada na tarifa regula, englobando custos
com as redes de transporte e distribuição, para além dos custos de gestão global do sistema,
todos imputados em tarifas homónimas, TURT, TURD e TUGS, respectivamente.
URDUGSURTAR TTTT ++= (eq. 8)
Neste caso, visto a energia ser adquirida pelo comercializador no mercado grossista,
suportando a demanda relativa à sua carteira de clientes, os Custos de Produção (CP),
presentes nos PEnR, integram os custos fixos e variáveis assumidos pelos Produtores.
VFmercado CCCP += (eq. 9)
23
4 Custo de Referência
A Produção em Regime Especial (PRE) é definida como a actividade licenciada ao abrigo de
regimes jurídicos especiais, no âmbito da adopção de políticas destinadas a incentivar a
produção de electricidade, nomeadamente através da utilização de recursos endógenos
renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e electricidade[5].
É considerada PRE a produção de energia eléctrica:
− Com base em recursos hídricos para centrais até 10 MVA e nalguns casos até 30 MW.
− Que utilize outras fontes de energia renovável.
− Com base em resíduos (urbanos, industriais e agrícolas).
− Em baixa tensão, com potência instalada limitada a 150 kW.
− Por microprodução, com potência instalada até 5,75 kW.
− Através de um processo de cogeração.
A PRE é compensada através de uma tarifa de compra garantida administrativamente,
havendo obrigação de compra da energia produzida imposta ao CUR, sendo que a
repercussão nos proveitos permitidos destes pagamentos é determinada face à referência do
preço da energia transaccionada no mercado organizado.
Este preço médio é definido a partir de um preço médio de referência, actualizado anualmente,
por consulta dos valores futuros da venda de energia eléctrica, trabalho que actualmente é
definido no OMIP, entidade gestora do mercado onde são feitas as ofertas de compra e venda
de energia eléctrica de futuro.
A título de exemplo, no documento explicativo da tarifa de energia eléctrica fixada para o ano
2010, elaborado pela ERSE[41], é tomado como preço médio de aquisição de energia eléctrica
pelo CUR, o valor de 50,8€/MWh, tomando como base o preço médio aritmético em Espanha.
24
Tabela 2 – Preço médio de aquisição de energia eléct rica no mercado organizado pelo comercializador de último recurso previsto par a 2010 (fonte ERSE)
Na altura em que o documento das tarifas para 2010 foi redigido, suscitou alguma dúvida
quanto ao valor de referência fixado, dado ser algo acima da previsão feita estabelecida pelos
operadores (vendedores e compradores) no OMIP[3], bolsa de derivados do MIBEL,
estabelecendo-se o valor futuro da energia eléctrica, sendo este de 41,16€/MWh (YR-10),
como consultável na figura seguinte.
Figura 10 – Preços Futuros Energia Eléctrica 16-12-200 9 (fonte: sítio OMIP)
A utilização de tais valores de referência, acima dos previstos no mercado de futuros,
proporciona proveitos mais avultados ao comercializador de último recurso, afectando também
o diferencial com a Produção em Regime Especial bem como a saída dos consumidores para o
mercado.
25
Para a PRE foi estabelecido um valor de referência de 50€/MWh[41], para efeitos de cálculo do
sobrecusto gerado com este tipo de produção, que é diluído na tarifa de energia eléctrica.
Este sobrecusto é determinado tendo em conta a energia produzida pelo PRE respectivo e
estabelecendo a diferença entre o valor que custa essa electricidade e o valor a que é paga,
conforme os valores tabelados no Decreto-Lei n.º 225/2007, que já sofreram alguns ajustes
desde que foram implementados. Actualmente, os valores reais de remuneração apresentados
nos documentos das tarifas da ERSE, representam a média de valores unitários de aquisição
de energia eléctrica aos PRE.
Este valor é estabelecido, tendo em conta preço de venda de energia pelo produtor marginal no
mercado grossista.
Pode considerar-se que o preço marginal é semelhante em ambos os países da Península
Ibérica, dado que as tecnologias usadas nos períodos de maior procura em ambos os países
são as mesmas, regidas por custos de operação análogos.
Há divergências em determinadas alturas que se prendem com os momentos de separação
dos mercados Português e Espanhol, que se verificam principalmente períodos de vazio, que
se reflectem num aumento dos preços em Portugal.
Consultando o sítio do OMIP, pode observar-se a tendência dos preços em alcançar os valores
previstos pelo Comercializador de Último Recurso, embora apenas para o final do ano,
confirmando que o preço médio da energia eléctrica em 2010 deva estar abaixo dos 50€/MWh,
mesmo considerando o preço estabelecido para o período de pico para Espanha.
Figura 11 – Preços Futuros de Energia Eléctrica 23-08- 10 (fonte OMIP)
26
4.1 Nota sobre margem negocial do mercado
Ao serem previstos custos médios acima do devido, o valor da tarifa final de electricidade será,
de certa forma, inflacionada, aumentando a margem negocial que o comercializador possui,
operando no mercado liberalizado.
No caso de os custos de produção verificados serem inferiores, a margem negocial será tanto
maior, quanto mais avolumada for a diferença entre custos reais e preços de referência:
produçãoref CPMN −= (eq. 10)
Este facto pode ser entendido como um incentivo à passagem dos consumidores para o
mercado liberalizado, em detrimento da tarifa aplicada pelo CUR.
A margem negocial atribui ao comercializador no mercado maior garantia de estabelecimento
de contratos com os clientes, com valores inferiores imputados pelo sistema tarifário.
27
5 Cogeração
Actualmente a Cogeração tem um papel preponderante na produção de Energia Eléctrica
integrada nos PRE, estabelecendo, na maior parte dos dias do ano, a base do diagrama de
produção, como se pode verificar a título exemplificativo na figura seguinte, referente ao dia 12
de Agosto de 2010, obtida no sítio da REN[1].
Figura 12 – Perfil diário de Produção PRE (fonte: REN, 12/08/2010)
Na cogeração, relativamente às tecnologias utilizadas, destacam-se quatro 4 tipos distintos,
face a outras menos relevantes, no panorama nacional, sendo estas:
a) Motores
b) Turbinas de Condensação
c) Turbinas de Contrapressão
d) Turbinas a Gás Natural
De acordo com o nº2 do artigo 10º no Decreto-Lei 313/2001[14], as portarias estabelecem quatro
tarifários distintos, sendo as instalações de Cogeração recompensadas de forma diferente,
consoante a Potência instalada, combustível utilizado que se associa ao rendimento da
instalação, sendo elas:
a) A potência de ligação das instalações de co-geração seja inferior ou igual a 10 MW,
utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção
do fuelóleo;
b) A potência de ligação das instalações de co-geração seja superior a 10 MW, utilizando
como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do
fuelóleo;
c) As instalações de co-geração sejam utilizadoras de energia primária que, em cada ano,
seja constituída em mais de 50%por recursos renováveis ou resíduos industriais,
agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação;
d) As instalações de co-geração utilizem como combustível fuelóleo, independentemente
da potência de ligação.
28
Os números verificados nos últimos anos dão conta de um aumento gradual da potência
instalada de Cogeração, com especial destaque para a utilização de turbinas a Gás Natural,
que têm tido uma expansão significativa, provavelmente fruto de com estas se obter melhor
rendimento, sendo por conseguinte melhor remuneradas.
Tal pode ser verificado na figura seguinte, que reflecte a evolução da Potência Instalada,
distribuída pelos vários tipos de tecnologia, no período compreendido entre 2000 e 2008,
segundo dados facultados pela secção estatística da DGGE.
Figura 13 – Evolução da Potência Instalada de Cogera ção (fonte: DGGE)
A evolução da potência instalada de Cogeração é acompanhada sensivelmente pela da
energia injectada na rede, verificando-se um ligeiro crescimento até 2007. Há posteriormente
uma estabilização, que se deverá manter nos próximos anos, visto não haver previsão de
crescimento da potência instalada, facto que se pode dever à crise económica, não havendo
crescimento previsível da indústria nas categorias que instalam este tipo de tecnologia.
Figura 14 – Evolução da Energia injectada na rede pe la Cogeração (fonte: DGGE)
29
6 Remuneração da Cogeração
Pela análise da forma de cálculo das remunerações aplicadas a estes electroprodutores, não
será errado considerar-se que a remuneração seja aproximadamente igual para qualquer tipo
de tecnologia instalada. Esta resulta de uma política de remuneração de custos evitados,
usando como referência os valores médios de venda de energia eléctrica previstos para a
central considerada marginal.
Deste modo o cálculo da remuneração[8 a 11] é feito recorrendo à fórmula:
perdasm fPAPVPFVRD ×++= ][ (eq. 11)
Formada pelos custos fixos, variáveis e uma parcela ambiental, sendo este custo total ajustado
por um factor de correcção que simboliza as perdas evitadas nas redes.
Presente no cálculo da remuneração, a parcela variável pode ser desenvolvida da forma:
mmmm VRDPVOVRDPVRVRDPVCVRDPV )()()()( ++= (eq. 12)
Sendo esta formada pelas seguintes parcelas:
, relativa ao custo evitado com combustível;
, representando o custo evitado nas redes a montante;
, aferindo sobre outros custos como o de operação e manutenção, entre outros.
A remuneração destes produtores pode ser chamada de “custos evitados”, pelo que pode ser
associado a este tipo de instalações um valor acrescentado, quantificado pelos factores que se
destacam:
− Contribuição para a redução das emissões de CO2 do sector eléctrico e para a redução da
factura com o seu envolvimento no Comércio Europeu de Licenças de Emissão;
− Efeito positivo sobre o sistema eléctrico, no que toca à redução das perdas nas redes de
transporte e distribuição, pelo que, habitualmente, as instalações de Cogeração estão
colocadas perto dos consumidores;
− A reduzida utilização da RNT consiste também num factor positivo que valoriza a
Cogeração;
− O perfil semanal e horário de produção de parte significativa das instalações de cogeração
adaptam-se ao perfil de consumo, o que consiste num benefício para o sistema.
Para além destes aspectos, destaca-se um outro, relativo ao benefício que resulta da
poupança global de energia primária, resultante da produção combinada de calor e de energia
30
eléctrica, que se traduz no principal motivo para o estabelecimento dos incentivos económicos
promovidos pelas políticas públicas.
Pode observar-se abaixo o perfil diário típico da cogeração[1], onde é evidente uma maior
produção no período de ponta e cheio, sendo relativamente menor no horário de vazio,
justificando o factor relacionado com a adaptação ao perfil de consumo acima mencionado.
Figura 15 - Perfil típico Produção Cogeração (fonte R EN)
É de notar que actualmente a Cogeração representa uma parte significativa do parque electroprodutor, com uma potência média diária de aproximadamente 900MW, que se assemelha a uma central térmica como a da Tapada do Outeiro.
6.1 Diferencial de Custo - Cogeração
Quanto ao diferencial de custo, a sua magnitude para o sistema eléctrico é determinada por
recurso a três factores:
• Quantidade de energia eléctrica produzida em instalações de cogeração;
• Preço médio da produção de energia eléctrica em instalações de cogeração;
• Preço médio da aquisição de energia eléctrica no regime ordinário.
Desta forma, pode proceder-se ao cálculo do sobrecusto atribuível à cogeração.
Conforme os dados facultados nos documentos da ERSE relativos às Tarifas de Energia
Eléctrica para 2010, é possível tirar algumas conclusões acerca do peso relativo do sobrecusto
gerado pela Cogeração na tarifa de venda ao consumidor final.
31
Figura 16 - Procura no CUR por classe de Tensão (fon te: ERSE, ‘Caracterização da Procura 2010’)
Apresentando os dados numa tabela destaca-se o peso do Sobrecusto da Cogeração sobre a
tarifa ou preço da energia eléctrica imputada ao consumidor final da Baixa Tensão Normal.
Tabela 3 – Valores relativos à Cogeração 2010 (font e: ERSE)
Descrição Valor Unidades
Sobrecusto PRE 610,89 M€ Sobrecusto Cogeração 116,32 M€ TOTAL Consumo 49088 GWh Produção anual Cogeração 2010 3441 GWh Preço Médio de Aquisição (Cogeração) 83,8 €/MWh Preço Médio de Referência 50 €/MWh Custo Total Cogeração 288,36 M€ %Sobrecusto PRE/TVCF 15,5% %Sobrecusto Cogeração/TVCF 3% %BT/Consumo Total 59% %Sobrecusto Cogeração/TVCF BT 1,8%
Parte dos valores presentes na Tabela 3 podem ser encontrados no documento descritivo das
tarifas de energia eléctrica para 2010, sendo que os restantes resultam de cálculos neles
baseados.
A cogeração representa cerca de 19% do Sobrecusto da PRE. Conforme o documento das
tarifas da ERSE, cerca de 15,5% da TVCF em 2010 resulta do Sobrecusto da PRE, podendo
estimar-se que o sobrecusto gerado pela cogeração representa cerca de 3% da TVCF.
Sendo que a BTN constitui cerca de 59% do consumo total, o sobrecusto gerado pela
Cogeração representa cerca de 1,8% da tarifa regulada na Baixa Tensão.
32
6.2 Evolução do Sobrecusto da Cogeração
Verifica-se um decréscimo do sobrecusto relativo à Cogeração, nos últimos dois anos:
Figura 17 – Evolução Sobrecusto Cogeração (fonte: ERSE)
Em 2008 verifica-se um aumento expressivo do diferencial entre o Preço Médio de Referência
e o de Aquisição de electricidade à cogeração, devido ao desajuste relativamente à previsão
dos custos dos combustíveis, que sofreram um aumento brusco entre o final de 2007 e o
primeiro semestre de 2008.
Repare-se no decréscimo do valor do diferencial de custo após 2008, facto que se prende,
principalmente, pela diminuição da energia produzida pela cogeração nos anos conseguintes
(previsão no caso de 2010).
Pode interpretar-se este decréscimo como resultado da redução do incentivo à instalação deste
tipo de produção, visto verificar-se que o diferencial entre custo e preço permanece constante
entre 2009 e 2010 (previsão).
33
Figura 18 - Produção e Preço Médio Unitário de Aquisi ção da Cogeração (fonte: ERSE [28 a 41])
O valor do custo médio unitário de produção da cogeração estará porventura associado à
energia produzida, pelo que a variação de ambos, desde 2001 apresenta um comportamento
semelhante.
Tal é justificável pela mudança de funcionamento quanto à operação e remuneração dos
cogeradores até então.
Antes de 2001, após serem satisfeitos os consumos de energia internos da instalação a que
está associado o cogerador, apenas o excedente de energia produzida era injectada na rede,
sendo remunerados relativamente a essa produção, situação ilustrada pela Figura 19. Desse
ano em diante, os cogeradores passaram a vender toda a energia produzida, sendo feito o
ajuste referente às necessidades de consumo interno, em termos de facturação, que se pode
representar pela Figura 20. Este aspecto reflectiu-se num aumento da energia injectada na
rede, observável na Figura 18, no período que precede 2001.
ProduçãoConsumo de electricidade
Venda à rede do excedente de electricidade
Figura 19 – Remuneração da Cogeração antes de 2001
Produção Venda de electricidade à rede
REDE
Consumo de electricidade
Figura 20 – Remuneração da Cogeração após 2001
34
7 Produção de Energia Eólica
7.1 Eólica no Sistema Eléctrico Nacional
Como é sabido e facilmente verificável em qualquer deslocação pelo nosso país, é vasta a
presença de aerogeradores instalados com o intuito de produção de energia eléctrica de fonte
“renovável”, tornando-se de especial interesse a sua análise, com o intuito de verificar o seu
impacto no preço da energia eléctrica.
O primeiro parque eólico data de 1988, altura em que os apoios a este tipo de produção eram
significativamente diferentes dos verificados actualmente. A ligação destes produtores à rede
de transporte é hoje inteiramente suportada pelos consumidores, na tarifa de energia eléctrica.
Este aspecto para o electroprodutor é extremamente vantajoso, dado ficar isento deste custo
que é bastante elevado devido aos locais particularmente inóspitos onde se instala este tipo de
equipamento.
Verifica-se o rápido crescimento de potência instalada, que se deve principalmente ao incentivo
levado a cabo pelo Governo nos últimos anos, remunerando a energia produzida a preço fixo,
acima dos valores médios da produção em regime ordinário.
Tal expansão tem o intuito de alcançar metas propostas para a produção de energia eléctrica
proveniente de fontes renováveis, que deve ser de 31% da energia produzida[21].
Alcançando os 3357 MW instalados em 2009 e segundo os valores verificados noutros anos,
consegue fazer-se uma extrapolação relativamente à potência instalada prevista para o período
de 2010 a 2012, dados que se ilustram na figura seguinte[1] [10].
Figura 21 – Evolução Potência Eólica Instalada (fonte: REN)
35
7.2 Fornecimento de Energia Eólica
Ultimamente tem-se verificado que as necessidades de consumo diárias são suportadas, em
grande parte, por fontes de Energia Renovável, formadas por vários tipos de tecnologias, entre
as quais se destacam a cogeração e a produção Eólica sobre a qual se foca o presente
capítulo do trabalho.
Deve prestar-se atenção especial a esta forma de produção, no panorama de funcionamento
do sistema eléctrico, pelo que, ao ser dependente da “quantidade” de vento, fonte de energia
primária deste tipo de tecnologia, apresenta uma grande volatilidade dificultando o trabalho de
previsão de energia por esta produzida num espectro temporal futuro.
É possível verificar que a Potência fornecida pela Energia Eólica, tem atingido novos máximos
com o passar do tempo, entre as quais se destacam as seguintes[1]:
− 29 de Março de 2010, em que foram ultrapassados os 3000MW de potência
instantânea eólica, atingindo um máximo de 3031MW às 19h30m, consistindo em
cerca de 87% da potência eólica ligada nessa data.
− 22 de Fevereiro de 2009, em que ocorreu a maior quota instantânea de energia eólica,
atingindo 69% do consumo às 7h30.
− 8 de Novembro de 2009, observa-se em termos diários, a maior participação de eólica,
quando as centrais deste tipo de energia abasteceram 49% do consumo.
Figura 22 – Máximo histórico de potência eólica inj ectada na rede a 29 de Março de 2010 (fonte: REN)
36
Figura 23 – Máximo histórico de potência eólica inj ectada na rede a 29 de Março de 2010 (fonte: REN)
De facto a produção eólica representa uma parte bastante importante do SEN, alterando
significativamente a forma como o despacho organiza os electroprodutores, em dias de grande
produção dita de regime especial.
7.3 Eólica e o Preço da Energia
Do ponto de vista de afectação do preço da energia eléctrica, dada a obrigação de compra por
parte do Comercializador de Último Recurso (CUR) a um preço fixo, estabelecido aquando do
contrato de venda de energia, é gerado um sobrecusto face à Produção Ordinária em regime
de mercado, que é suportado pelos consumidores através da tarifa de acesso às redes[43].
Deve ainda ser considerado o facto de a ligação do produtor Eólico à rede, ser suportada pelo
operador da rede, custo esse que é também diluído na tarifa de Energia Eléctrica.
De facto, o Produtor em Regime Especial, particularmente este do qual trata o presente
capítulo, incorre num risco pequeno, face ao investimento efectuado, principalmente por vender
toda a energia produzida, a um preço fixo, independentemente da hora e dia em que o faça.
O factor de risco que se associa à PRE é principalmente a volatilidade das fontes de energia,
que nem sempre permitem o funcionamento destes produtores.
Relativamente aos dados dos últimos dois anos, visto que ainda só existem previsões para o
ano presente, podem, em primeira instância, observar-se os dados da potência Eólica instalada
em Portugal, podendo aferir-se quanto ao crescimento deste tipo de geração, e o seu impacto
na globalidade do SEN, constituindo 62,3% dos PRE e cerca de 20,8% da produção total
nacional[41].
37
Tabela 4 – Potência Eólica Instalada (fonte: REN)
2008 2009
Potência Eólica Instalada [MW] 2.760 3.524
Potência total PRE [MW] 4.631 5.652
Potência TOTAL SEN [MW] 15.029 16.920
% Eólicas/PRE 59,6% 62,3%
% Produção total 18,4% 20,8%
Quanto à produção nestes mesmos anos, houve um aumento, como seria de esperar, pelo
aumento de potência Eólica instalada, mas interessante é o facto de este tipo de geração ter
abastecido cerca de 15% do consumo nacional desse ano, constituindo cerca de 52% da
produção por fontes renováveis no nosso país, como é descrito no quadro seguinte:
Tabela 5 – Produção Eólica Nacional (fonte REN)
2008 2009
Produção Eólica [GWh] 5.695 7.492
Produção PRE [GWh] 11.565 14.417
Consumo total [GWh] 50.595 49.865
%Eólicas/PRE 49,2% 52,0%
% Consumo total 11,3% 15,0%
Tem-se observado um crescimento da potência eólica instalada no nosso país, que numa
primeira abordagem pode ser extrapolada linearmente para os próximos anos, superando os
5000MW instalados no ano 2012.
Tal valor contribui, de forma significativa, para os valores a que o Governo Português se propôs
atingir na Directiva 2001/77/CE[11], alterada recentemente pela Directiva 2009/28/CE[19] quanto
à energia produzida a partir de fontes de energia renováveis, face à totalidade da produção
anual, que é de 31% em 2020, integrando a hídrica de grande potência (>10 MW instalados),
para além da PRE.
38
7.3.1 Sobrecusto Produção Eólica
É esperado que a Produção Eólica represente, segundo as previsões para 2010, cerca de
65,75% do sobrecusto com a Produção em Regime Especial, enquadrado nos termos do
Decreto-Lei n.º 90/2006[15].
Na realidade, segundo dados verificados em 2010, a Produção Eólica constituiu cerca de 52%
do sobrecusto com a PRE, valor que representa um aumento face aos pesos relativos
verificados nos anos anteriores.
Figura 24 – Sobrecusto Produção Eólica e Sobrecusto PRE
Tabela 6 – Análise dos sobrecustos PRE e Eólicas (font e: ERSE)
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Sobrecusto Eólicas
(SEÓLICAS) 153.659 263.940 463.928 283.454 173.688 320.107 [x10 3 EUR]
Sobrecusto PRE
(SPRE) 564.413 815.622 1.123.609 640.491 447.469 610.892 [x10 3 EUR]
%SEÓLICAS /SPRE 27,2% 32,4% 41,3% 44,3% 38,8% 52,4%
A partir de 2006 verificou-se um largo aumento de potência instalada, promovida pelos
melhores incentivos em termos de remuneração da Produção Eólica, havendo um diferencial
maior provocado pela diferença entre o preço médio da energia adquirida e o custo médio de
referência.
Tabela 7– Custo de Referência e Preço Médio de Aquis ição (fonte: ERSE)
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Custo Ref. CUR 57,02 57,07 55,53 59,42 65,93 62,14 48,00 69,80 50,00 €/MWh
Preço Médio Aq. 80,20 84,97 87,04 88,59 91,74 94,49 97,10 95,06 91,07 €/MWh
39
Figura 25 – Custo de Referência e Preço Médio de Aqu isição
Sendo que a Produção em Regime Especial constitui cerca de 15,5% do valor da Tarifa de
Venda ao Consumidor Final, em 2010 a Produção Eólica tem um impacto sobre a TVCF de
cerca de 8,1%.
Desta forma, dado o peso relativamente significativo, não será estranho verificar alterações ao
preço da energia eléctrica conforme as variações do sobrecusto associado à Energia Eólica,
que consiste na remuneração, segundo um preço fixo, quando realizado o contrato com o
produtor, para além do custo de ligação do mesmo à rede, que é suportado pelos
consumidores por intermédio de uma parcela diluída na tarifa de Energia Eléctrica.
7.4 Produção Eólica e Despacho
Um dos maiores problemas associado à produção de Energia Eólica prende-se com a
volatilidade quanto à existência de vento. Este aspecto faz com que seja difícil realizar a
previsão da quantidade de energia eólica que pode ser produzida em dado instante.
As limitações estão relacionadas tanto com a ausência de vento, como com a velocidade
excessiva do mesmo, em caso de mau tempo, sob as quais os aerogeradores são desligados e
colocados numa posição de menor resistência aerodinâmica.
Como a previsão está impossibilitada pela volatilidade da fonte de energia a que está
associada, para a entidade despachante torna-se também impossível a alocação de recursos
para satisfação da procura.
Como toda a energia que é produzida pelos produtores Eólicos tem de ser obrigatoriamente
despachada, estabelecendo uma parte significativa da base do diagrama de carga, torna ainda
mais difícil a função do operador da rede quanto ao despacho da energia produzida em
Regime Ordinário. Em determinados períodos a produção térmica é reduzida, devido à elevada
quota de Energia Eólica e Hídrica, caso típico de dias de Inverno[1] apresentado na figura que
se segue:
40
Figura 26 – Diagrama de Carga típico de Inverno (fo nte: REN, 25 de Março de 2010)
Figura 27 – Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Inverno (fonte: REN, 25 de Março de 2010)
Nos períodos de Verão a produção Eólica geralmente é mais reduzida, representando ainda
assim uma parte significativa do diagrama de carga, representando-se de seguida um caso
típico desta estação.
41
Figura 28 - Diagrama de Carga típico de Verão (font e: REN, 13 de Julho de 2010)
Figura 29 - Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Verão (fonte: REN, 13 de Julho de 2010)
Como se pode concluir, pelos diagramas apresentados, onde se destaca a produção Eólica, o
factor de imprevisibilidade associado é bastante grande.
Este aspecto afecta o SEP e leva a reflectir sobre o futuro desta tecnologia, que está em franco
crescimento.
A adjudicação de novos parques eólicos passa por uma fase de concurso, sendo atribuída uma
potência máxima instalável.
Desta forma, consoante as legislações que têm sido revistas e adaptadas às necessidades do
sistema, as novas adjudicações estão mais condicionadas, entre outros, pelo objectivo de
explorar mais eficientemente o recurso eólico, unindo esforços na minimização da variabilidade
e das perdas, investigando ainda novos conceitos para a evolução e expansão desta
tecnologia.
42
7.5 Evolução do Sobrecusto PRE
Define-se o sobrecusto unitário com a aquisição da produção em regime especial como o
resultado da diferença entre o preço médio de aquisição aos PRE e o preço médio de mercado.
Pode observar-se na Figura 30, a evolução do sobrecusto com a aquisição a PRE nos últimos
10 anos, relativamente aos valores previstos, quando comparados com o valor do custo médio
de aprovisionamento incluído no cálculo dos proveitos permitidos a recuperar na tarifa de
Energia. Na Figura 31, podem ser observados os valores efectivamente ocorridos. A diferença
entre ambas as figuras é dada pelos ajustamentos de anos anteriores[6][41].
Figura 30 - Evolução do sobrecusto PRE (valores previs tos para tarifas) (fonte: ERSE)
Figura 31 - Evolução do sobrecusto PRE (valores ocorri dos) (fonte: ERSE)
Devido à entrada em funcionamento do regime de mercado liberalizado em 2007, pode
justificar-se a evolução do sobrecusto até 2006, pela relação que este apresenta com as
quantidades de energia previstas. Posteriormente, o diferencial passa a ser afectado
principalmente pelos desvios do preço de aquisição aos PRE, face aos preços médios
negociados no mercado.
A evolução da parcela do sobrecusto relativa às eólicas, como representado anteriormente,
tem sensivelmente o mesmo comportamento que o global da PRE, representando actualmente
mais de 50% do mesmo.
43
7.6 Comentários
Ora se a produção gera sobrecustos, será também de considerar o problema adicional que se
associa ao facto de limitar a remuneração dos Produtores em Regime Ordinário, que são
recompensados consoante a energia produzida, para além da disponibilidade apresentada
para o fazer.
Há portanto necessidade de precaver a menor quantidade de energia produzida pelo Regime
Ordinário, com remunerações adequadas que permitam a devida remuneração de custos.
Prevê-se pela evolução dos últimos anos, bem como pela necessidade do cumprimento de
metas governamentais, que haja uma evolução no sentido do aumento de potência instalada e
energia injectada na rede, pela Produção em Regime Especial.
Entre estas, a tecnologia que terá a maior projecção e impacto, deverá ser a Energia Eólica,
que tem uma expectativa de crescimento superior às restantes PRE. Tal pode dever-se
principalmente à crise económica que se está a fazer sentir nacional e internacionalmente,
afectando a criação de novas instalações industriais, reflectindo-se porventura no menor
crescimento da Cogeração e também ao elevado custo da Fotovoltaica, ainda com uma fraca
expressão no nosso país, entre outras tecnologias com fraca expressão.
44
8 Contratos de Aquisição de Energia e Custos de Man utenção
do Equilíbrio Contratual
Ainda com uma influência significativa sobre a tarifa imputada aos consumidores, a presença
dos CAE e CMEC[20] no cálculo das mesmas, deve ser alvo de atenção, visto que se torna
interessante a previsão do futuro do preço da energia eléctrica após o término dos mesmos.
8.1 Contratos de Aquisição de Energia
Até 2007, existiram contratos, denominados por Contratos de Aquisição de Energia (CAE), que
eram estabelecidos com centros electroprodutores vinculados ao Sistema Eléctrico de Serviço
público, que garantiam a compra pelo concessionário da Rede Nacional de Transporte, da
potência e energia disponibilizadas pelo empreendimento.
Os CAE garantiam a recuperação dos encargos fixos assumidos pelo produtor, que englobam
a amortização do investimento efectuado, bem como das despesas de operação e
manutenção, pagos pela RNT mediante a disponibilidade apresentada. O contrato de
vinculação estabelecido com os produtores termoeléctricos contemplava ainda a recuperação
dos custos com combustível, consumido e reserva de segurança. O risco alusivo a este tipo de
empreendimento era praticamente nulo, pois era garantida a remuneração da potência e
energia a produzir contratualmente.
A volatilidade dos preços dos combustíveis afecta os Custos Variáveis, pelo que as previsões
anuais dos mesmos podem incorrer em diferenças volumosas, originando situações de
sobrecusto ou superavit, caso sejam inferiores ou superiores ao verificado, respectivamente. A
diferença entre a previsão e o verificado era, em princípio, corrigida no ano seguinte.
O pagamento aos produtores vinculados caracteriza-se pelas parcelas relativas aos custos
fixos e variáveis do empreendimento:
VF CC + (eq. 13)
CF representa a parcela de custos fixos que contempla a amortização e remuneração do
investimento e outros encargos fixos.
CV refere-se aos custos variáveis, principalmente ligados ao consumo de combustível no
processo de produção de energia eléctrica.
45
Simplificadamente, pode representar-se a parcela de custo fixo, onde ‘I0’ representa o
investimento inicial e ‘Ir’ o seu valor residual no final do tempo de vida útil do empreendimento,
‘n’ o número de anos de amortização do investimento, ‘a’ a taxa de remuneração do capital,
para o ano ‘j’ pode calcular-se (Santana e Resende, 2006)[25]:
njan
IIjI
n
IIC rr
F j<<×
−⋅−+
−= 0,0
00 (eq. 14)
Com o avançar no tempo, o custo da energia produzida decresce, representando a diminuição
do pagamento à central.
8.1.1 Actualidade dos CAE
Na realidade, apenas foram terminados os CAE relativos às centrais pertencentes à EDP
Produção, mantendo-se ainda em vigor os contratos com a Tejo Energia (Central do Pego) e
Turbogás (Central da Tapada do Outeiro), geridos pela REN Trading, criada pela REN e
juridicamente separada desta, sendo regulamentarmente reconhecida como Agente Comercial.
A REN deve revender nos mercados organizados a energia eléctrica produzida pelas centrais
enquadradas por estes dois CAE e pagar esta energia aos custos definidos nos respectivos
CAE. A diferença entre os custos e as receitas geradas pela venda dessa energia eléctrica
corresponde ao diferencial de custo com aquisição de energia eléctrica, individualizado na
actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica do Agente Comercial.
Esta parcela é recuperada através da tarifa UGS aplicada pelo Operador da Rede de
Transporte a todos os consumidores de energia eléctrica.
O final dos contratos celebrados com a EDP Produção coincide com a criação do Mercado
Ibérico de Electricidade (MIBEL), a 1 de Julho de 2007, com o objectivo de se iniciar a venda
de Energia no mercado organizado, por um valor que coincide com o encontro entre oferta e
procura de Energia Eléctrica.
No estabelecimento do preço da energia, nos regimes livre e regulado, os actuais CAE geram
um sobrecusto que está diluído no valor final, calculado face ao custo médio da energia
eléctrica, seguindo a forma de cálculo, onde j representa o ano considerado para o cálculo:
Vj
Fmed C
W
CC += (eq. 15)
representa o Custo Médio;
refere-se ao Custo Fixo da instalação, englobando o investimento inicial;
simboliza a Energia produzida pela central no ano j;
46
indica os Custos Variáveis da central, que integram os custos de combustível e de
operação e manutenção.
De facto, seguindo a forma de cálculo apresentada, caso a energia produzida seja menor, o
custo médio torna-se maior, considerando numa primeira abordagem que o custo fixo não
varia.
Caso hajam oscilações no custo de combustível, estas refectir-se-ão nos custos variáveis,
variando o custo médio no mesmo sentido.
O sobrecusto é quantificado no diferencial de custo com aquisição de energia eléctrica, pela
diferença entre os custos e receitas geradas pela venda da energia eléctrica vendida em
mercado pela REN, respeitante às centrais detentoras de CAE, sento discriminado na
actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica do Agente Comercial.
Esta parcela é recuperada através da tarifa de Uso Global do Sistema, aplicada pelo Operador
da Rede de Transporte, a todos os consumidores de energia eléctrica, em igual proporção.
Observam-se para 2010 os seguintes valores, reportados pela REN Trading:
Tabela 8 – Diferencial de Custo com a aquisição de energia eléctrica aos produtores com CAE (fonte: ERSE, 2010)
2010
GWh €/MWh 103 €
Custos com aquisição de energia eléctrica aos produ tores com
CAE 7.990 72,36 578.156,4
Proveitos com a venda de energia eléctrica dos produ tores com
CAE 7.990 52,62 420.433,8
Diferencial de Custo com a aquisição de energia elé ctrica aos
produtores com CAE 157.722,6
A evolução dos custos, proveitos e energia produzida dos últimos três anos, revelam um
decréscimo da energia produzida pelos electroprodutores com CAE ainda em vigor:
Tabela 9 – Previsões incluídas no cálculo das tarifa s relativos aos CAE (fonte: ERSE)
2008 2009 2010
Energia produzida CAE 9.223 9.839 7.990 GWh
Custos aquisição CAE 58,59 80,33 72,36 €/MWh
Proveitos da venda CAE 51,1 67,67 52,62 €/MWh
Diferencial CAE 69.080,27 124.561,74 157.722,60 M€
Sobrecusto CAE 69.005 89.096 248.060 M€
47
O sobrecusto relativo a 2009 apresenta um desvio face ao diferencial gerado, facto que é
transposto para 2010, agravando o sobrecusto desse ano. Esta diferença resultou
principalmente da redução do preço médio de energia no mercado organizado de 70 €/MWh
(valor considerado para as tarifas de 2009) para cerca de 43 €/MWh (previsão actual do custo
médio de aprovisionamento do CUR, incluindo a participação em mercados a prazo), associada
a um aumento de clientes que saíram para o mercado liberalizado.
As diferenças entre o valor do diferencial e o sobrecusto prendem-se com o facto de o segundo
integrar a correcção feita relativa à diferença que se observe num dado ano entre o diferencial
com os CAE e os valores reais que se verifiquem.
Os desvios entre os valores previstos e os reais transitam para o ano seguinte, sob a forma de
uma parcela de ajustamento. Se a previsão for superior ao verificado, gera uma receita líquida
que será devolvida aos clientes, fazendo um ajustamento na tarifa, baixando o seu valor. Caso
o valor esperado seja inferior ao verificado, gera um défice, aumentando o factor de
ajustamento que transitará para o ano seguinte.
É também de notar a oscilação quanto aos custos de aquisição, com maiores variações que os
proveitos.
48
8.2 Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual
O Decreto-Lei n.º 240/2004[12] de 27 de Dezembro, posteriormente alterado pelo Decreto-Lei n.º
199/2007[16] de 18 de Maio, estabelece as condições de cessação dos CAE, conferindo aos
respectivos contraentes, o direito a receber uma compensação denominada por Custos de
Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC). Esta compensação tem o intuito de garantir a
obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados pelos contratos
anteriores, que não sejam devidamente garantidos através das receitas esperadas em regime
de mercado.
O montante relativo aos CMEC é integrado na Tarifa de Uso Global do Sistema e é formado
por uma parcela fixa e uma parcela de acerto, que são publicadas pela ERSE.
A forma de estabelecimento dos CMEC assenta no cálculo da diferença entre o valor presente
das receitas esperadas por um certo centro electroprodutor, no período anterior à liberalização
de mercados, conforme o estabelecido nos CAE contraídos e a receita realmente ocorrida.
Este mecanismo foi definido à semelhança de um contrato por diferença, com um preço
contratado correspondente a 50€/MWh, apresentando um comportamento inversamente
proporcional ao do preço de mercado.
Com a aplicação dos CMEC, os electroprodutores têm asseguradas condições de operação até
ao período de fim de vida da instalação estabelecido contratualmente, com um risco
relativamente pequeno ou praticamente inexistente de cessação de actividade.
De realçar que os valores de mercado no ano 2008 foram bastante superiores aos
estabelecidos para o cálculo do valor inicial dos CMEC, estando na ordem dos 70€/MWh, ao
invés dos valores estabelecidos inicialmente que rondavam os 50€/MWh).
Podem identificar-se os factores que influenciam a evolução dos ajustamentos dos CMEC, que
incidem directamente sobre as receitas e os custos das centrais, realçando os seguintes:
− Preço da energia Eléctrica, gerador de receita.
− Produção das centrais, gerador de receitas líquidas de custo.
− Evolução dos custos de exploração (custos com combustíveis e licenças de emissão
de CO2).
− Disponibilidade das centrais, factor que incrementa o encargo de potência.
− Evolução da taxa de inflação, factor que incrementa o encargo de potência.
49
Os CMEC dependem da estrutura de custos do electroprodutor, oscilando com vários factores
como o preço de combustíveis, entre outros, e da diferença dos proveitos reais para os
esperados nos contratos anteriormente celebrados e apelidados de CAE.
( )jVFCAEj WCCPCMECjjj×+−= (eq. 16)
Na expressão, considerando o ano j em questão, CF representa os custos fixos, CV os custos
variáveis, W a energia produzida, PCAE seriam os proveitos esperados conforme o CAE, que
remuneravam os custos fixos e variáveis do electroprodutor.
Figura 32 – Evolução CMEC e Custo Unitário de Referên cia (fonte: ERSE)
Visto os Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual serem bastante recentes, não é
possível fazer uma análise com um espectro temporal alargado. No entanto, é curioso notar
que o custo de referência regressou em 2010 para um valor semelhante ao de 2008, de
50€MWh, reflectindo sobretudo a situação económica actual, havendo uma maior cautela
porventura, no estabelecimento dos valores de referência.
Quanto maior a diferença entre o custo referência e o custo definido no CAE, maior será o
CMEC, visto este depender do crescimento dos custos fixos e variáveis das centrais envolvidas
e do diferencial relativo à previsão contratual celebrada no CAE.
É espectável o aumento do CMEC, com a diminuição da energia produzida, facto que se está a
verificar actualmente, dado o aumento da produção em regime especial, que substitui, em
grande parte do tempo, a necessidade do recurso a parte da potência instalada de produção
em regime ordinário, onde se integram as centrais a que se referem os custos em foque.
50
8.3 Novas medidas de remuneração e incentivo
A operação no mercado, que entrou em vigor a Julho de 2007, levaria a que o preço de venda
da energia fosse relativamente baixo, inferior ao custo médio, o que no longo prazo pode levar
ao abandono da actividade pelo produtor.
Daí as medidas[7] tomadas quanto aos CMEC que garantem aos electroprodutores aplicáveis, a
recuperação de investimento e cobertura de outros custos decorrentes da sua actividade de
produção.
No entanto, a produção em Regime Especial tem estado sob o olhar atento das entidades
competentes, revelando necessidade de reajustar a forma de remuneração de outro tipo de
produtores, atraindo investimento em novas instalações e garantindo recuperação de custos já
existentes.
A Portaria n.º 765/2010 recentemente publicada, aponta à necessidade de novas formas de
cálculo da subsidiação e incentivo ao investimento na área da produção de energia eléctrica,
definindo, à partida, critérios que estão assentes num Índice de Cobertura e na disponibilidade
que os produtores apresentem.
O incentivo ao investimento é calculado da forma proposta, consoante o exposto na Portaria:
Se IC < 1,1 ; II = 28000
Se 1,1 < IC ; II = 193000 – 150000 x IC
Onde:
IC é o índice de cobertura, definido consoante a potência instalada;
II é o incentivo anual ao investimento em capacidade de produção a longo prazo,
expresso em €/MW, o qual não pode ter valores negativos.
Esta nova forma de cálculo remuneratório, segundo foi possível apurar, representará um
aumento de 1% na factura anual dos clientes, ou seja, cerca de 10 euros adicionais
anualmente.
Sendo que se estimam perto de 6.000.000 de clientes aderentes à tarifa aplicada pelo CUR, o
montante total de subsidiação e incentivo, consistirá em perto de 60.000.000 de euros/ano.
51
9 Caracterização do Consumo
A estrutura do preço da energia eléctrica baseia-se principalmente nos custos apresentados
pelos produtores. Desta forma, consegue fazer-se uma separação por tipo de produção,
relativo ao consumo, que permitirá fazer a discriminação e cálculo do peso de cada tipo de
tecnologia sobre o valor final de energia eléctrica imputado aos consumidores.
Na figura apresentada de seguida[4], inclui-se o saldo importador que é bastante relevante no
consumo nacional e que deve ser alvo de especial atenção, visto provocar situações de market
splitting em determinados períodos em que as capacidades de interligação são esgotadas.
Figura 33 – Consumo por tipo de produção (fonte: ERSE)
Cruzando a informação sobre a energia produzida entregue nas redes, com o consumo total, é
possível aferir acerca da satisfação da procura, discriminada por tipo de produção, verificando-
se uma diminuição do consumo, comportamento que se manteria, conforme as previsões
realizadas para 2010.
52
Figura 34 – Comparação da Produção entregue na rede por tipo de produção e o consumo total (fonte ERSE, REN, DGGE)
Contrariamente ao anunciado nas previsões relativas a 2010[31][32], o consumo nos primeiros
oito meses de 2010[1] foi superior ao do ano anterior no mesmo período, facto que seguramente
será reflectido no preço de energia de 2011.
Figura 35 - Consumo total de energia eléctrica incl uindo previsão para 2010 (fontes: ERSE, REN, DGGE)
O consumo superior à previsão requer que em tempo real sejam feitos ajustamentos e
aquisições no mercado, de forma a garantir o abastecimento de energia eléctrica aos
consumidores.
53
Figura 36 – Comparação entre consumos verificados e ntre Janeiro e Agosto de 2009 e 2010 (fonte: REN)
As diferenças verificadas poderão dever-se às diferenças de temperatura face à média do
período a que se referem os dados do consumo, bem como o número de dias úteis do mesmo
espaço de tempo.
Este aspecto será referido mais adiante com especial atenção, visto ter repercussões na
energia consumida e, por conseguinte, no preço da electricidade.
Para o efeito da previsão dos custos de produção de energia eléctrica, é útil a extrapolação do
consumo quanto à sua origem, podendo ser separada em dois grupos: Produção em Regime
Especial (PRE) e Produção em Regime Ordinário (PRO).
Figura 37 – Evolução do consumo por regime de produç ão (fonte: ERSE)
Conforme a análise dos dados da última década acerca da produção entregue na rede por tipo
de produtor, sabendo que é esperado o aumento da PRE nos próximos anos, é possível prever
que esta atinja cerca de 40% da totalidade da produção de energia eléctrica, quando
54
comparada com a PRO, que engloba a produção hídrica e térmica (Fuel/Gasóleo, Gás Natural
(GN) e Carvão).
Apesar de não ser relevante para a formação do preço da energia eléctrica, dado que este é
formado principalmente pelos custos reportados pelos produtores, torna-se possível fazer a
separação do consumo por tipo de mercado, sendo este regulado (MR) ou liberalizado (ML),
conforme já foi analisado anteriormente no decurso deste trabalho.
O aumento dos consumidores no mercado livre está a aumentar gradualmente, visto esta
constituir uma medida política tendo em vista a melhoria do funcionamento deste regime,
proporcionando melhores condições de operação dos comercializadores.
Agrupando os dados recolhidos, obtém-se na Figura 38 a evolução do consumo relacionado
com o regime de mercado.
Figura 38 – Evolução do consumo relativo ao regime d e mercado (fontes: ERSE, REN)
As projecções efectuadas por extrapolação dos dados dos últimos anos e informação
disponibilizada pelas entidades responsáveis pelo transporte e regulação de electricidade,
mostram que a tendência será no sentido do aumento dos contratos com comercializadores
liberalizados, prevendo-se que estes tenham um peso relativo de 50% sobre o consumo total
nos próximos dois anos.
O aumento gradual do peso do mercado livre levará à extinção da tarifa regulada de energia
eléctrica, situação que é actualmente uma meta política proposta para os próximos anos, com
o intuito de aumentar a concorrência neste regime, promovendo a redução do preço da
electricidade e, consequentemente, favorecendo os consumidores.
55
9.1 Previsão do Consumo
As previsões que foram apresentadas para 2010 relativas ao consumo de energia eléctrica em
Portugal apontavam para um decréscimo do mesmo, justificado pela actual situação económica
nacional, para além de medidas que têm vindo a ser adoptadas, com o intuito de promover a
redução do consumo de electricidade. Acresce ainda o facto de para os próximos anos ter sido
apontado como esperado este comportamento decrescente.
A diminuição do consumo, como foi referido anteriormente neste trabalho, provoca a alteração
do custo médio de referência, surtindo efeitos sobre a recuperação dos custos incorridos pela
PRO.
No entanto, os últimos dados disponibilizados pela REN revelam que, contrariamente ao
previsto, houve um aumento do consumo, que se deveu a alguns factores caracterizados pela
sua imprevisibilidade, que são apresentados mais adiante neste capítulo.
A previsão da energia consumida num dado período de tempo é afectada por uma série de
coeficientes, resultando na expressão seguinte:
OVPIBNCEC ⋅+⋅+⋅= γβα (eq. 17)
Todos estes valores são baseados em estimativas, estando sujeitos a alterações em tempo
real, que provocam desvios no consumo de energia e, consequentemente, nos custos
envolvidos com a produção de electricidade.
56
9.2 Factor de Número de Consumidores NC⋅α
O número de consumidores de energia eléctrica constitui um factor preponderante no consumo
anual de energia, à parte de outras variáveis que serão referidas mais à frente, como se pode
observar na Figura 39, onde se verifica um comportamento semelhante ao da evolução do
consumo.
Figura 39 – Evolução do consumo e número de consumid ores de electricidade em Portugal (fontes: REN, ERSE, DGGE)
No entanto observam-se algumas diferenças entre os dois parâmetros apresentados na figura
anterior, como é o caso do ano 2009, em que apesar do aumento do número de consumidores,
o consumo de energia eléctrica diminuiu face ao ano anterior, facto que se deve a outras
variáveis que serão apresentadas mais à frente neste capítulo.
Segundo a ERSE e REN, a partir de 2009 é estimado que o número de consumidores esteja a
decrescer, comportamento que deverá ser observado até 2012.
No entanto, como já foi referido anteriormente, foi previsto pela Entidade Reguladora[31][32], uma
diminuição do consumo em 2010, que devido às temperaturas verificadas entre outros factores,
tem sido contrariada, observando-se um crescimento do consumo de energia eléctrica face ao
ano anterior, no período compreendido entre Janeiro e Agosto[1].
Os valores previstos para 2011 e 2012 quanto ao número de consumidores, para além dos
verificados em anos anteriores são referidos na tabela seguinte, com o propósito do seu uso no
modelo de previsão do preço da energia eléctrica.
Tabela 10 – Evolução prevista do número de consumido res em Portugal (fonte: REN, ERSE)
2008 2009 2010(prev) 2011(prev) 2012(prev)
Total de consumidores 6.316.180 6.456.890 6.359.102 6.263.618 6.166.598
57
9.3 Factor de Evolução do Produto Interno Bruto PIB⋅β
Quanto à evolução do Produto Interno Bruto, apenas é possível a utilização com valores
fiáveis, num horizonte temporal bastante curto, pelo que os valores disponibilizados pelo Banco
de Portugal, apenas se referem a projecções com o máximo de um ano de antecedência e são
afectados pela evolução do estado da economia nacional praticamente numa base diária.
Os dados hoje em dia disponíveis apontam para um ligeiro crescimento do PIB no primeiro
trimestre do ano corrente, com uma desaceleração gradual que se deve prolongar para 2011.
Os últimos valores disponibilizados num relatório do Ministério das Finanças e Administração
Pública incluem previsões até 2013, que estão de acordo com os comunicados e análises
feitas tanto pelo Banco de Portugal como pelo Instituto Nacional de Estatística, revelando um
crescimento do PIB face ao ano anterior, de 2012 em diante (valores projectados).
Figura 40 – Evolução do PIB por trimestre (Portugal) (fontes: BdP, INE)
A análise dos valores disponibilizados por entidades diferentes permite a construção da
seguinte tabela, sendo que os valores facultados pelo Banco de Portugal5 (BdP), apenas
incluem uma previsão até 2011, enquanto o Instituto Nacional de Estatística6 (INE) e Ministério
das Finanças e da Administração Pública (MFAP)[48], anunciam valores até 2013, relativos ao
PIB em volume (taxa de valor harmonizada).
5 Através do sítio http://www.bdportugal.pt 6 Através do sítio http://www.ine.pt
58
Tabela 11 – PIB verificado para 2009 e previsões até 2013 (fontes: BdP, INE, MFAP)
PIB em volume (tvh %)
Ano Banco de Portugal (Bdp)
Portugal (INE e MFAP)
2009 -2,7 -2,6
2010(p) 0,9 0,7
2011(p) 0,2 0,5
2012(p) - 1,1
2013(p) - 1,7
De forma a ser mais explícita a evolução dos valores apresentados na tabela, será útil a
construção gráfica apresentada de seguida.
Figura 41 – Representação gráfica do PIB verificado para 2009 e previsões até 2013 (fontes: BdP, INE e MFAP)
As previsões feitas pelo INE e MFAP são optimistas quanto à evolução do PIB, revelando um
crescimento do mesmo, que andará na casa de 0,5% em cada ano, de 2011 a 2013.
Para efeito prático de cálculo da modelação do consumo, serão usados estes valores
previsionais como os respectivos factores de afectação do PIB, sobre a expectativa de
consumo de energia nos próximos anos.
59
9.4 Factor relativo a outras variáveis OV⋅γ
Na previsão da energia consumida que é utilizada como referência para a formação dos preços
de energia eléctrica, é usado um valor de referência da temperatura do ar, consoante a altura
do ano, bem como o número de dias úteis total de um período anual.
Ambos os factores diferem de ano para ano, sendo alvos de correcções que levam a
ajustamentos na quantidade de energia consumida em dado período de tempo, repercutidos
nos preços de energia eléctrica do ano seguinte.
Tomando como exemplo a Figura 42, que relaciona o intervalo de Janeiro a Agosto de 2009[1]
com o mesmo período de 2010, analisando os valores de correcção da temperatura e dias
úteis reportados pela REN, pode afirmar-se que o consumo de energia eléctrica varia de forma
mais acentuada, quanto maior o coeficiente. Por outras palavras, quanto maior for a
disparidade da temperatura real e número de dias úteis no período considerado, face aos
valores de referência usados para efectuar a previsão do consumo de electricidade, maior será
a diferença entre a energia eléctrica consumida e o seu valor esperado.
Figura 42 - Relacionamento da Correcção de temperat ura e diferença no consumo
Nos períodos em que se fazem sentir temperaturas mais elevadas, se na realidade forem
verificados valores superiores, o consumo que se observa é também maior. A tendência é para
que se observe cada vez maior divergência neste período, devido ao aumento da utilização de
equipamentos de ar condicionado.
Relativamente à expectativa de temperaturas mais baixas, nos períodos correspondentes,
quanto maior for a diferença verificada, ou seja, situações de temperaturas inferiores às
esperadas, o consumo deverá aumentar.
Conforme o número de dias úteis de um determinado período de tempo, aumenta ou diminui o
consumo de energia eléctrica, pelo que nos dias feriados são verificados menores consumos,
visto parte da actividade industrial e empresarial estar parada.
60
Apresentam-se na tabela seguinte os valores disponibilizados pela REN, referentes ao período
de Janeiro a Agosto de 2010[1].
Tabela 12 – Factor de correcção de temperatura e di as úteis no 1º Semestre 2010 (fonte: REN)
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago
Corr. Temperatura e dias úteis 2010 3,3 4,4 7,4 4,2 3,2 4,2 4,2 3,6
9.5 Comentários
A volatilidade de factores como a temperatura verificada em determinada altura do ano, bem
como a situação económica nacional, entre outros factores, têm repercussões sobre o
consumo de energia, que são reflectidos nos custos envolvidos na sua produção.
Desta forma, qualquer variação devida aos factores envolvidos na previsão da energia
consumida resultará num desvio financeiro imputado no preço da energia do ano seguinte, sob
a forma de um ajustamento, aumentando-o ou diminuindo, consoante o sentido do desvio.
61
10 Estrutura de Preços dos Electroprodutores
Pretende-se, neste capítulo, fazer uma análise dos custos apresentados pelos vários
electroprodutores do SEP, que permitirão a realização de uma previsão da evolução do preço
da energia eléctrica.
Como já foi referido no capítulo referente aos Contratos de Aquisição de Energia e Custos de
Manutenção do Equilíbrio Contratual, os custos reportados pelos electroprodutores incluem
uma parcela fixa, associada à amortização e remuneração do investimento e outra variável,
que engloba os custos de operação e manutenção, para além dos custos com combustíveis
utilizados para a produção de energia eléctrica.
Pela análise da evolução das estruturas de custos dos produtores, bem como do custo dos
combustíveis, será possível fazer uma extrapolação de valores com o objectivo de observar o
comportamento do preço da energia eléctrica.
De forma a completar o modelo, serão observados os custos relativos aos restantes
electroprodutores do SEP.
10.1 Passado
Sendo que o SEP integra vários tipos de tecnologias de produção de electricidade, é útil
verificar os custos apresentados por cada um, de forma a estimar o que pode suceder no
futuro.
As centrais térmicas apresentam uma estrutura de custos totais, formada pela componente fixa
e variável, que estão relacionadas com Encargo de Potência (EP) e Encargo de Energia (EE),
respectivamente[39 a 41].
VFT CCC += (eq. 18)
Ou alternativamente:
EEEPCT += (eq. 19)
As tecnologias de produção térmica constituintes do SEP:
− Carvão
− Fuel + Gasóleo
− Gás
− Ciclo Combinado
62
Os custos de produção de determinado electroprodutor, são equivalentes aos custos totais.
Figura 43 – Evolução de Custos Fixos e Variáveis de Centrais Térmicas (fonte: ERSE)
Pode observar-se um desvio em 2008 relativamente à tendência, justificado pelo aumento do
preço do petróleo, que surtiu efeitos nos restantes combustíveis, sendo que a central da Tejo
Energia, no Pego, funciona a carvão e a da Turbogás, na Tapada do Outeiro, é de ciclo
combinado com turbinas a gás.
De facto todos os combustíveis sofreram aumentos derivados do desvio face à previsão que
havia sido feita para o seu custo nos anos anteriores.
Figura 44 – Evolução do custo do carvão consumido na s centrais de Sines e Pego (Tejo Energia)
(fonte: ERSE)
63
Figura 45 – Evolução do custo do fuelóleo consumido na central de Setúbal (fonte: ERSE)
Figura 46 – Evolução do custo do Gás Natural consumi do na central da Turbogás (Tapada do Outeiro) (fonte: ERSE)
Os valores relativamente aos custos dos combustíveis nas centrais previstos (p) de 2009 a
2012, pelo facto de não existir informação disponível, foram efectuados usando um método de
regressão exponencial, de forma a extrapolar os dados em falta.
A escolha do método é justificada pela melhor aproximação do valor de 2009, que segundo a
expectativa seria semelhante ao de 2006, antes da subida súbita do preço do petróleo que teve
início no segundo semestre de 2007, tendo o pico em Julho de 2008[6].
64
Figura 47 – Evolução do Preço Spot do Brent na última década (fonte: EIA)
Observe-se o comportamento do preço do petróleo na última década que teve repercussões
nos combustíveis das centrais do SEP.
A comparação da evolução dos combustíveis com os respectivos custos variáveis da central a
que se referem, permite aferir acerca da influência que têm sobre esses encargos.
Repare-se que, como apresentado na Figura 48 a título de exemplo, na subida acentuada do
preço dos combustíveis que teve início no segundo semestre de 2007, tendo o seu pico em
Julho de 2008, o custo variável da central do Pego (Tejo Energia) teve o mesmo
comportamento, subindo numa proporção idêntica[39 a 41].
Figura 48 – Evolução preço do carvão e custos variáv eis na central do Pego (Tejo Energia) (fonte: ERSE)
65
10.2 Formação dos preços da Energia Eléctrica
A energia produzida por cada um dos electroprodutores é útil para a determinação dos custos
médios de produção de energia eléctrica, que devem ser recuperados na venda de
electricidade[19 a 31].
Figura 49 – Energia Produzida nas centrais tomadas co mo referência
A central do Pego (Tejo Energia) e a da Tapada do Outeiro (Turbogás) serão utilizadas como
centrais de referência no que toca aos custos por elas apresentados, em centrais térmicas com
consumo de carvão e gás natural, respectivamente.
Desta forma, tomando como base os valores apresentados para os custos fixos e variáveis das
duas centrais mencionadas, para construção da Figura 43, é possível fazer o cálculo do Custo
Médio (Cmed), sendo este a relação entre a soma dos custos fixos com os variáveis e a energia
produzida pelo electroprodutor correspondente.
p
VFmed
W
CCC
+= (eq. 20)
Ou utilizando o custo variável por unidade de energia produzida, referente ao encargo de
energia unitário:
=MWhW
Cc
p
Vv
€ (eq. 21)
=MWhW
CC
p
Fmed
€ (eq. 22)
66
Tabela 13 – Evolução do Custo Médio nas centrais do Pego e Tapada do Outeiro (fonte: ERSE, REN, DGGE)
[€/MWh] 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Pego 40,31 50,96 61,71 53,72 57,05 57,14 48,82 43,18 52,64 77,17 68,67
Tapada do Outeiro
31,66 49,11 54,43 44,05 50,85 48,63 58,49 79,56 70,43 88,27 69,27
Figura 50 – Evolução do Custo Médio referente a cent rais a Carvão (Pego) e Gás Natural (Tapada do Outeiro) (fonte: ERSE, REN, DG GE)
Repare-se no aumento do custo médio relativo à central da Tapada do Outeiro (Turbogás) no
ano 2006, fruto de uma diminuição da energia produzida, aspecto que já foi referido no decurso
do trabalho.
Sabendo os custos fixos e variáveis do electroprodutor e a energia por este produzida num
determinado período de tempo, permite o cálculo do custo unitário de potência e de energia,
cuja associação resulta no custo total unitário a reaver sob a parcela da tarifa de energia, que
integra o preço da electricidade imputado ao consumidor final.
VFPE CCCT +== (eq. 23)
67
10.2.1 Cálculo do Custo Médio Ponderado
Para o cálculo do preço da energia, de forma a estimar a sua evolução, torna-se necessária a
utilização do custo médio ponderado, considerando as parcelas correspondentes aos vários
electroprodutores no SEN.
Para este cálculo é pertinente estruturar o custo médio como a soma das parcelas que o
constituem, sendo elas:
− Produção em Regime ordinário PROmedC , decomposta nas produções e respectivas
designações dos custos médios:
o Hídrica ( hC )
o Térmica
� Carvão ( carvãoC )
� Fuel ( fuelC )
� Gás Natural (Ciclo Combinado) ( GNC )
− Produção em Regime Especial ( PREC )
− Saldo Importador ( impC )
Desta forma, define-se o custo médio ponderado ( PmedC ) como:
impPREPROP medmedmedmed CCCC ++= (eq. 24)
Desenvolvendo as parcelas, obtém-se a expressão:
+
×+×+×+×= fuel
C
fuelGN
C
GNcarvão
C
carvãoh
C
hmed C
E
WC
E
WC
E
WC
E
WC P
imp
C
impPRE
C
PRE CE
WC
E
W ×+×+
(eq. 25)
Sendo que EC representa o consumo total de energia eléctrica verificado no período temporal
considerado.
68
10.2.2 Pressupostos
Para efeito do cálculo do Custo Médio Ponderado é necessário estabelecer alguns
pressupostos quanto às parcelas dos custos médios das várias tecnologias.
Como tal, o valor associado às hídricas ( hC ), é considerado como sendo o Custo unitário da
actividade de Aquisição de Energia (CUAE), que é consultável nos documentos dos tarifários
emitidos pela ERSE.
Da mesma forma, devido à inexistência de informação quanto aos encargos das centrais a
fuel/gasóleo ( fuelC ), foram assumidos os CUAE.
Tabela 14 – Evolução do Custo Unitário da actividade de Aquisição de Energia (fonte: ERSE)
[€/MWh] 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Custo unitário da actividade de Aquisição de Energia Eléctrica
52,71 55,16 65,43 63,1 69,8 70 50
Para a determinação dos custos médios das centrais a carvão, usa-se como referência o valor
que pode ser determinado para a Central do Pego (Tejo Energia), cruzando a informação
relativa aos custos fixos e variáveis, para além da energia por esta produzida anualmente,
seguindo a forma de cálculo do custo médio apresentada anteriormente neste trabalho.
Da mesma forma se procede relativamente aos valores das centrais a Gás Natural/Ciclo
Combinado, usando a Central da Tapada do Outeiro (Turbogás) como referência.
Deste modo, os custos fixos (cf) e variáveis (cv) apresentados por ambas as centrais de
referência, no período que antecede 2010, para o qual é possível a recolha de valores reais
podem ser observados na tabela que seguidamente se apresenta:
Tabela 15 – Custos Fixos e Variáveis das centrais de referência a Carvão e Gás Natural (fonte: ERSE)
[€] 2005 2006 2007 2008 2009
Tejo Energia_cf 105.881 96.495 102.174 104.854 119.826
Car
vão
Tejo Energia_cv 126.810 100.062 98.020 165.103 91.207
Turbogás_cf 103.412 107.341 115.234 116.077 107.697
Gás
N
atur
al
Turbogás_cv 264.322 215.671 222.448 333.472 222.659
69
A Energia anualmente produzida por ambas as centrais neste período:
Tabela 16 – Energia Anualmente Produzida pelas centra is de referência (fonte: ERSE)
[MWh] 2005 2006 2007 2008 2009
Pego (carvão) 4701 4376 3615 3498 3073
Tapada do Outeiro (GN) 6287 4060 4454 5093 4769
Aplicando a equação 22 que define a forma de cálculo do custo médio, resulta nos valores
médios de referência para as tecnologias a carvão e gás natural:
Tabela 17 – Custo Médio de Referência Carvão e Gás Natural
[€/MWh] 2005 2006 2007 2008 2009
Pego (Refª Carvão) 48,82 43,18 52,64 77,17 68,67 Tapada do Outeiro (Refª Gás Natural) 58,49 79,56 70,43 88,27 69,27
A central de Sines, tecnologia a carvão, é considerada para o cálculo do custo médio
ponderado, apesar de esta estar praticamente amortizada.
A Produção em Regime Especial combina várias tecnologias que são remuneradas com base
num custo unitário da energia produzida fixado em decreto-lei (DL nº 225/2007)[17].
Como tal, dos vários custos unitários resulta um custo médio das PRE ( PREC ), que é
apresentado nos documentos das tarifas da ERSE:
Tabela 18 – Custo Médio PRE (fonte: ERSE)
[€/MWh] 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Custo Médio PRE 85,71 92,1 92,7 96,65 100,58 92,5
Relativamente ao Saldo Importador ( impC ), utiliza-se o valor do custo médio da energia
eléctrica no MIBEL, que se refere ao preço resultante das negociações de electricidade feitas
no mercado ibérico, envolvendo produtores nacionais e de Espanha. Os valores observados no
período considerado são:
Tabela 19 – Custo Médio Unitário no Mercado Ibérico de Electricidade (fonte: ERSE, MIBEL, OMIP, OMEL)
[€/MWh] 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Custo Médio unitário MIBEL 39,2 39,5 39 69,8 69,8 50
70
Resta referir a informação acerca da energia produzida por cada parcela de produção que
forma a média ponderada:
Tabela 20 – Energia Produzida PRO, PRE e Saldo Importador (fonte: ERSE, REN)
[GWh] 2005 2006 2007 2008 2009
PRO 35.144 35.682 32.948 30.238 31.600 HIDRÁULICA 4.523 10.204 9.523 6.441 7.892 TÉRMICA 30.621 25.478 23.425 23.797 23.708 Carvão 14.291 14.070 11.663 10.423 11.942 Fuel/Gasóleo 4.839 1.505 1.268 801 303 Gás Natural 11.491 9.903 10.494 12.573 11.463 PRE 8.288,3 8.754 10.163 11.565 14.417 SALDO IMPORTADOR 5.441 5.441 7.488 9.431 4.777
CONSUMO TOTAL 48.873 49.877 50.599 51.234 50.794
Combinando os valores apresentados, por resolução da equação 25, é obtido o Custo Médio
Ponderado da energia eléctrica:
Tabela 21 – Evolução do Custo Médio Ponderado da ener gia eléctrica
[€/MWh] 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Custo Médio Ponderado 54,08 58,59 64,72 65,28 82,93 79,64
O custo médio ponderado é relativamente superior aos valores de referência, especialmente
em 2010, cuja referência se situa nos 50€/MWh.
Tal pode dever-se a vários aspectos, entre os quais os sobrecustos gerados pela PRE, com
valores médios bastante acima dos custos unitários de aquisição de energia, visto que a
produção de energia eléctrica por estes produtores tem aumentado e prevê-se a continuação
deste comportamento.
A produção térmica tem decrescido, fazendo que o seu custo médio cresça, como pode ser
comprovado pela aplicação da expressão 22 apresentada no ponto 10.2 do trabalho, sendo o
este valor dependente dos encargos e da energia produzida pela central.
10.2.2.1 Comentários
O aumento previsível da PRE, liderada sobretudo pelas Eólicas, com a expectativa que o
consumo se mantenha ou decresça ligeiramente, provocará a diminuição da PRO, sobretudo
térmica, visto que a produção hidráulica de grande potência (>10MW instalados), está incluída
no grupo de produção de fontes renováveis apresentado no Jornal Oficial da União Europeia
de 5 de Junho de 2009[19]. Neste documento, são assumidas metas nacionais quanto à
produção renovável, que deverá atingir cerca de 31% em 2020.
71
É de referir também que há decerto uma diferença dos valores que serão calculados,
relativamente aos previstos pela ERSE, devido entre outros factores associados à
transparência da apresentação de alguns custos, à actual separação feita por períodos e
horários, custeando a energia de forma diferente em alturas distintas do dia.
10.2.3 Consumo de Energia
Espera-se o aumento da PRE, que provocará a diminuição da produção em regime ordinário,
afectando, especialmente, os produtores térmicos, bem como do saldo importador.
Este aspecto leva a que, observando a percentagem de cada tipo de produção sobre o
consumo final de electricidade, sejam esperados os pesos seguintes para 2010, tendo por base
a média da evolução dos valores de anos anteriores:
Tabela 22 – Pesos dos tipos de produção sobre o cons umo total de electricidade em 2010
Hídrica Carvão Gás Natural Fuel PRE Saldo Importador
2010 14% 21% 24% 1% 29% 11%
A aplicação das percentagens respectivas sobre o consumo esperado de aproximadamente
50TWh, resulta nos valores para 2010 apresentados na Tabela 23, que em primeira
abordagem poderiam ser utilizados para a estimativa da produção e consumo do presente ano.
Tabela 23 – Evolução e previsão do Consumo anual ref erido à produção líquida (fontes: REN, ERSE)
[GWh] 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (p)
PRO 35.144 35.682 32.948 30.238 31.600 30.000 HIDRÁULICA 4.523 10.204 9.523 6.441 7.892 7.000 TÉRMICA 30.621 25.478 23.425 23.797 23.708 23.000 Carvão 14.291 14.070 11.663 10.423 11.942 10.500 Fuel/Gasóleo 4.839 1.505 1.268 801 303 500 Gás Natural 11.491 9.903 10.494 12.573 11.463 12.000 PRE 8.288 8.754 10.163 11.565 14.417 14.500 SALDO IMPORTADOR 5.441 5.441 7.488 9.431 4.777 5.500 CONSUMO TOTAL 48.873 49.877 50.599 51.234 50.794 50.000
Na realidade, os valores de produção e condições climatéricas verificados no decorrer de 2010
levam a crer que os valores para este ano sejam significantemente diferentes, principalmente
quanto à produção hidráulica e em regime especial.
Em Setembro de 2010, segundo dados facultados pela REN[1], a hídrica produziu já 11,925
TWh, suplantando a previsão enquanto a PRE constitui, até Setembro, cerca de 12,815 TWh
do consumo total de electricidade deste ano.
72
Sendo que até Dezembro, o consumo deverá manter o comportamento crescente, para valores
perto dos 50TWh, a produção evoluirá no mesmo sentido, recorrendo-se mais à hídrica e PRE,
em detrimento da térmica.
A aplicação de um método de regressão linear revela-se como a forma mais adequada de
prever a energia eléctrica produzida por cada grupo de produtores, sendo que, para este ano, é
esperada a evolução apresentada na Tabela 24, extrapolando-se para os restantes meses pelo
método referido, obtendo os valores apresentados na Tabela 25.
Tabela 24 – Consumo de Electricidade entre Janeiro e Setembro de 2010 (Fonte: REN)
[TWh] Jan-10
Fev-10
Mar-10
Abr-10
Mai-10
Jun-10
Jul-10
Ago-10
Set-10
PRO 3,43 6,09 8,89 11,45 14,10 16,48 19,12 21,55 24,18 HIDRÁULICA 2,35 4,06 6,16 7,97 9,37 10,28 10,99 11,44 11,93 TÉRMICA 1,08 2,03 2,73 3,49 4,73 6,20 8,13 10,11 12,26 PRE 1,78 3,50 5,27 6,69 8,08 9,31 10,56 11,77 12,82 SALDO IMPORTADOR -0,26 -0,18 -0,15 -0,10 -0,04 0,38 0,96 1,59 2,12
CONSUMO ACUMULADO 4,94 9,41 14,01 18,04 22,14 26,17 30,64 34,91 39,12
Note-se que o saldo importador de Janeiro a Maio apresenta valores negativos, o que significa
que foi exportada electricidade neste período de tempo.
Na previsão efectuada, destacam-se os valores do consumo acumulado em Dezembro, que
representam o consumo total de electricidade para 2010.
Tabela 25 – Previsão do consumo de electricidade por regressão linear entre Outubro e Dezembro de 2010
[TWh] Out-10 Nov-10 Dez-10
PRO 26,87 29,51 32,06 HIDRÁULICA 14,33 15,56 16,75 TÉRMICA 12,55 13,95 15,32 PRE 14,62 16,02 17,37 SALDO IMPORTADOR 1,95 2,25 2,54 CONSUMO ACUMULADO 43,44 47,78 51,97
73
Os consumos de electricidade dos vários escalões de tensão dividem-se em quatro categorias
principais:
− Muito Alta Tensão (MAT);
− Alta Tensão (AT);
− Média Tensão (MT);
− Baixa Tensão7 (BT).
Apresentam-se na Tabela 26 os consumos distribuídos por escalão conforme os dados reportados pela ERSE[42] e DGGE[5], onde se estimam os valores para 2010, tomando como base a previsão de consumo para este ano.
Tabela 26 – Consumo de electricidade anual por esca lão de tensão (fontes: ERSE, DGGE)
[GWh] 2005 2006 2007 2008 2009 2010(p)
MAT 1.453 1.481 1.505 1.701 1.811 1.816 AT 5.930 5.911 6.815 6.282 6.975 6.458 MT 15.150 15.999 15.511 16.146 15.455 16.393 BT 26.340 26.487 26.769 27.105 26.553 27.307 Total 48.873 49.877 50.599 51.234 50.794 51974
Quando calculadas as percentagens sobre o consumo total, referentes a cada escalão, é
possível fazer o cálculo do preço de electricidade correspondente a cada um deles, assumindo
em primeira instância a distribuição uniforme das tarifas que o formam, pelo peso relativo de
cada categoria.
Figura 51 – Peso relativo do consumo por escalão de tensão sobre o total (fonte: ERSE, DGGE)
7 Engloba Baixa Tensão Especial (BTE), Baixa Tensão Normal (BTN) e Iluminação Pública (IP)
74
Note-se que a Baixa Tensão representa mais de 50% do consumo total de electricidade. A
MAT é o escalão que apresenta menor expressão relativamente à energia total consumida.
Tabela 27 – Peso relativo do consumo por escalão de tensão (fonte: ERSE, DGGE)
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
peso MAT 3% 3% 3% 3% 3% 4% 3% peso AT 11% 12% 12% 13% 12% 14% 12% peso MT 32% 31% 32% 31% 32% 30% 32% peso BT 54% 54% 53% 53% 53% 52% 53%
75
10.3 Tarifa de Acesso às Redes e de Comercialização
A Tarifa de Acesso às Redes é formada por várias parcelas, relativas ao uso do sistema,
transporte e distribuição da energia eléctrica, que acrescentada da Tarifa de Comercialização e
da Tarifa de Energia resultam no preço da electricidade, no como já foi referido no decurso do
trabalho.
Os custos associados a cada parcela podem ser apresentados em função da energia,
formando custos unitários que são usados no cálculo do preço da electricidade.
Estes valores[29 a 41] têm a evolução apresentada na tabela, de onde se destaca o aumento
considerável dos valores em 2010, nomeadamente da parcela de Uso Global do Sistema
(UGS), devido aos desvios8 provocados em 2007 e 2008, resultado da previsão desajustada do
preço dos combustíveis, com repercussões no custo de aquisição de energia eléctrica.
Tabela 28 – Evolução das parcelas da Tarifa de Acess o às Redes (fonte: ERSE)
[106 €] 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Uso Global Sistema 357,3 461,5 574,1 688,9 611,1 1055,0 Transporte 162,4 167,1 198,8 220,3 228,0 273,0 Distribuição 943,2 1032,1 1113,2 1098,9 1228,0 1245,0 Comercialização 222,30 214,90 255,60 245,70 280,75 270,86
Alguns valores aumentaram após 2008 e nomeadamente em 2010, devido às medidas que
foram tomadas pelo governo, relativamente à imputação de custos durante um período de 15
anos com início em 2010, de forma a cobrir os sobrecustos incorridos em 2008 devido ao
desajuste verificado face à previsão dos custos com combustíveis nesse ano.
Estes valores são aplicados no cálculo do preço da energia eléctrica dos diferentes escalões
de tensão, consoante a distribuição apresentada no Regulamento Tarifário da ERSE[43], sendo
que as tarifas de acesso às redes são pagas por todos os consumidores de energia eléctrica e
incluem as tarifas de Uso Global do Sistema, de Uso da Rede de Transporte e de Uso da Rede
de Distribuição.
Os clientes que escolheram o seu comercializador no mercado pagam as tarifas de acesso às
redes e negoceiam livremente os preços de fornecimento de energia com o seu
comercializador.
A aplicação das tarifas por actividade é feita segundo a matriz que se apresenta na página
seguinte.
8 Implementadas as disposições constantes do Decreto-Lei n.º 165/2008, respeitantes ao adiamento dos desvios de custos de aquisição de energia eléctrica do comercializador de último recurso, relativos a 2007 e 2008, por um período de 15 anos com efeitos a partir de 2010.
76
Tabela 29 – Tarifas incluídas nas tarifas de venda a clientes finais do CUR (fonte: ERSE, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e outros serviços em 2010”, 12/2009)
Tarifas de Venda a Clientes Finais do CUR Tarifas por Actividade MAT AT MT BTE BTN
UGS X X X X X
URTMAT X - - - -
URTAT - X X X X
URDAT - X X X X
URDMT - - X X X
RDBT - - - X X
CNT X X X - -
CBTE - - - X -
CBTN - - - - X
Legenda:
E - Tarifa de Energia
UGS - Tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelos operadores das redes de distribuição
URTMAT - Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT
URTAT - Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT
URDAT - Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT
URDMT - Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT
URDBT - Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT
CNT - Tarifa de Comercialização em MAT, AT e MT
CBTE - Tarifa de Comercialização em BTE
CBTN - Tarifa de Comercialização em BTN
Para efeitos de simplificação, devido à falta de informação, foram agrupadas as tarifas de
transporte, distribuição e comercialização, sendo aplicadas percentagens respectivas a cada
tipo de cliente, de forma a calcular as correspondentes tarifas de acesso às redes.
Da mesma forma, não é feita a distinção entre a Baixa Tensão Normal (BTN) e Especial (BTE),
visto não ser relevante para efeito do cálculo do preço final de energia eléctrica, neste escalão
de tensão.
77
10.4 Preços de Energia Eléctrica
Tendo como base os pressupostos apresentados anteriormente procede-se ao cálculo do
preço da energia eléctrica, que será estabelecido de duas formas distintas:
1. Considerando que os custos totais são repartidos igualmente por todos os
consumidores, independentemente do escalão de tensão.
2. Distribuindo os custos pelos consumidores de forma distinta, conforme apresentado no
regulamento tarifário.
10.4.1 Distribuição Equitativa
Aos consumidores de escalões diferentes é imputada uma parte distinta dos custos.
Para além da distribuição dos custos pelos vários escalões, devem ser tidas em conta as
perdas nas redes de transporte e distribuição, que podem ser quantificadas em percentagem
da energia consumida por tipo de consumidor.
Tabela 30 – Factor de Perdas associado ao consumo d e electricidade por escalão de tensão
Factor de Perdas
pMAT 2% pAT 4% pMT 5% pBT 8%
A distribuição das tarifas e custos incluídos no preço final de venda da energia eléctrica:
MAT URTMAT AT MT BT
TE UGS URTAT URDAT
URDMT URDBT
Com
Figura 52 – Distribuição dos custos e parcelas tari fárias por escalão de tensão
Seguindo a distribuição apresentada na Figura 52, que resulta da interpretação do regulamento
tarifário, calculam-se os preços de electricidade imputados aos vários consumidores
apresentados na Tabela 34.
Ainda assim, as várias parcelas não são distribuídas igualmente por todos os consumidores,
como seria de esperar.
A tarifa de Uso Global do Sistema é a que apresenta maiores diferenças quanto à distribuição
pelos vários consumidores, sendo que a Baixa Tensão é a mais lesada. Tal deve-se
principalmente à imputação do sobrecusto com a PRE
78
Desta forma atribuem-se os pesos seguintes, relativos à integração das parcelas afectas ao
escalão de consumo, conforme as tarifas de Uso da Rede de Transporte, Distribuição e Uso
Global do Sistema:
Tabela 31 – Pesos sobre o Uso da Rede de Transporte consoante o escalão de tensão
pesoURT(MAT) 3%
pesoURT(AT) 12%
pesoURT(MT) 31%
pesoURT(BT) 54%
Tabela 32 – Pesos sobre o Uso da Rede de Distribuiçã o consoante o escalão de tensão
pesoURD(AT) 5%
pesoURD(MT) 15%
pesoURD(BT) 80%
Tabela 33 – Pesos sobre o Uso Global do Sistema conso ante o escalão de tensão
pesoUGS(MAT) 1%
pesoUGS(AT) 5%
pesoUGS(MT) 9%
pesoUGS(BT) 85%
Para o cálculo do preço da energia eléctrica na MAT, procede-se da forma seguinte, onde não
são integrados quaisquer custos das redes de distribuição sendo também o preço afectado
pelas perdas associadas ao respectivo escalão de tensão (pescalão):
)1()()()(
MATMAT
MATUGSComMATUGSURTMATUGSUGSEMAT pW
pesoTpesoTpesoTTpr MATMAT
−××+×+×+
=
(eq. 26)
Nos restantes escalões pode estabelecer-se a forma geral de cálculo:
+−×
×+×+=
)1()()(
escalãoescalão
escalãoUGSURTescalãoUGSUGSEescalão pW
pesoTpesoTTpr escalãoescalão
)1()(
escalãoescalão
escalãoComescalãoURDURD
pW
pesoTpesoTescalão
−××+×
+
(eq. 27)
79
Como tal, resultam os seguintes valores referentes ao preço da electricidade entre 2005 e
2010:
Tabela 34 – Evolução dos preços de energia eléctrica (Distribuição Equitativa)
[€/MWh] 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Preço Energia [€/MWh] - MAT 69,28 76,19 79,05 96,08 94,69 99,42 Preço Energia [€/MWh] - AT 79,42 87,71 89,21 109,40 105,81 115,15 Preço Energia [€/MWh] - MT 80,87 88,13 92,39 110,71 108,99 116,25 Preço Energia [€/MWh] - BT 114,74 127,65 135,96 157,66 157,29 176,64
Segundo os valores previstos, que se baseiam na análise de dados verificados e cálculos
relativamente simplificados dos factores que integram a formação do preço da electricidade,
observa-se uma diferença avultada entre o preço imputado à MAT e BT.
Na realidade, é observada uma diferença ainda maior, pelo que o preço na MAT deverá rondar
actualmente os 50€/MWh em termos médios, pois é feita distinção de preços em períodos
tarifários distintos, como são, entre outros, o de ponta, cheia e vazio.
Os consumidores mais lesados são os da Baixa Tensão, aos quais é imputada uma parte
preponderante da tarifa de Uso Global do Sistema, que inclui grande parte, senão mesmo a
totalidade dos sobrecustos com a PRE.
Uma simulação efectuada no sítio da ERSE[4], relativa ao tarifário simples de um consumidor
da BT, para três casos tipo distintos, relativos aos consumos de electricidade de três famílias
com agregado diferente:
1º Caso – Casal sem filhos:
Tipo de Fornecimento: BTN, Potência Contratada até 20,7 kVA
Discriminação de Contagem: Simples
Escalão de Potência Contratada: 3,45 kVA
Consumo Anual: 1900 kWh
Factura anual: 307,27€
Preço médio da electricidade: 161,72 €/MWh
80
2º Caso – Casal com dois (2) filhos:
Tipo de Fornecimento: BTN, Potência Contratada até 20,7 kVA
Discriminação de Contagem: Simples
Escalão de Potência Contratada: 6,90 kVA
Consumo Anual: 5.000 kWh
Factura anual: 762,14€
Preço médio da electricidade: 152,43 €/MWh
3º Caso – Casal com quatro (4) filhos:
Tipo de Fornecimento: BTN, Potência Contratada até 20,7 kVA
Discriminação de Contagem: Simples
Escalão de Potência Contratada: 13,80 kVA
Consumo Anual: 10.900 kWh
Factura anual: 1633,09€
Preço médio da electricidade: 149,82 €/MWh
Repare-se que o cálculo médio dos preços médios da electricidade, resulta num valor de
154,66 €/MWh, que não difere muito do valor previsto de 163,99 €/MWh resultante dos cálculos
efectuados, podendo considerar-se um valor aceitável, com desvio inferior a 10% (∆=5,69%).
81
10.4.2 Custos Variáveis
O preço dos combustíveis, afectado pela evolução do preço do petróleo[2] (referência Brent),
surte efeitos sobre os custos variáveis apresentados pelos electroprodutores, sendo que a
variação assume um comportamento aproximadamente proporcional, como já foi referido
anteriormente.
Figura 53 – Evolução do preço do petróleo – Brent (f onte: Trading Economics, 2010)
Considerando que não haverá uma variação muito notória do preço dos combustíveis, devido à
conjuntura económica mundial que é prevista para os próximos anos, e conforme as previsões
dos preços futuros do petróleo que têm sido negociados, a evolução dos custos variáveis
espera-se que acompanhe essa mesma tendência.
Segundo as previsões no sítio da CME Group Inc., espera-se uma subida gradual do preço do
petróleo, negociando-se actualmente (Setembro de 2010) a cerca de 79,42 [$/barril de Brent]
apontando-se para um valor de 95,29 [$/barril de Brent] para Dezembro de 2017.
82
10.4.3 Custos Fixos
Quanto à estrutura dos custos fixos relativos às centrais com CAE, ao abrigo dos CMEC e
actualmente abrangidas pelas novas medidas de remuneração e incentivo recentemente
publicadas na Portaria n.º 765/2010[3], é esperado um prolongamento da amortização das
centrais que ainda não atingiram o fim de vida, bem como novos investimentos em
equipamento e novos centros de produção de electricidade.
Como tal, pode esperar-se para já um aumento dos encargos de potência relativos a algumas
empresas, como é o caso do grupo da EDP Produção, com a entrada em serviço esperada
para 2013 de mais dois aproveitamentos hidroeléctricos, Baixo Sabor e Ribeiradio - Ermida,
que tiveram início de construção em 2008 e 2010, respectivamente. Para além destas duas
novas centrais, será iniciada a construção em 2011 de mais três centrais hídricas, Foz Tua,
Fridão e Alvito, tendo datas previstas de entrada em serviço entre 2015 e 2016.
Os custos fixos serão também afectados pelos custos de investimento derivados do reforço de
potência de algumas centrais hídricas já existentes, pertencentes ao grupo dos CPPE (Picote
II, Bemposta II, Alqueva II, Venda Nova III, Salamonde II e Paradela II).
O período das amortizações dos investimentos relativos aos novos centros de produção é de
cerca de 30 anos, pelo que os custos totais assumidos devem ser repartidos de forma
aproximadamente igual durante esse período.
Desta forma, considera-se que os encargos fixos seguem a tendência crescente dos últimos
anos, ainda que não se devam observar variações de grande influência sobre o cálculo do
preço da energia eléctrica.
10.4.4 Custos Médios
À parte da subida de custos provocada pelo que foi referido, permanece a estrutura de custos
dos restantes produtores térmicos, sendo que os custos médios de produção destas centrais
dependem da energia produzida.
Com o progressivo aumento da PRE, impulsionado principalmente pelo crescimento da
potência Eólica instalada e o consequente aumento de energia por esta produzida, mantendo-
se a cogeração num patamar aproximadamente constante, mantendo a tendência dos últimos
anos, será de esperar uma diminuição da produção térmica e dos restantes electroprodutores
no PRO.
83
10.4.5 Consumo de Electricidade
O consumo de energia eléctrica nos próximos anos, apesar da contrariedade verificada em
2010 com valores reais acima das previsões, deve manter-se aproximadamente constante, ou
mesmo ligeiramente decrescente, fruto da situação de crise económica vivida actualmente.
Para além da conjuntura económica actual e previsível para os próximos anos, algumas
medidas de promoção no sentido da educação de poupança de energia, ainda que com pouca
relevância, poderão ajudar ao decréscimo do consumo de electricidade.
10.5 Previsão
Para os próximos anos, é necessário ter em conta alguns aspectos, de forma a estabelecer
uma previsão adequada. Entre eles pode prever-se uma produção em regime especial que
forma o grupo de produção com recurso a fontes de energia renovável, em combinação com a
produção hidráulica conforme é descrito no Jornal Oficial da União Europeia (5/06/2009)[19],
deverão sustentar cerca de 31% do consumo de electricidade.
Considera-se que a produção anual hídrica rondará os 11TWh a partir de 2011,
correspondendo a anos em que o índice de hidraulicidade é médio9, apesar de ser superior em
2010 verificando-se um índice de aproximadamente 1,37 (acima do médio, que é igual à
unidade), face a um índice de 0,68 observado em 2009.
A Produção em Regime Especial deverá aumentar, pelo que a potência Eólica instalada deverá
crescer até aos 5000MW até 2012, segundo os números divulgados pela REN, sendo que não
se prevêem alterações significativas quanto aos restantes PRE.
O Saldo Importador revela um comportamento relativamente estável, estando limitado à
capacidade de interligação, decrescendo com o aumento de outros tipos de produção,
mantendo-se em valores rondando os 5TWh anuais em média, como tem sido verificado em
anos anteriores.
Os valores relativos à produção são obtidos por extrapolação, baseados na evolução esperada
do consumo que não apresentará oscilações significantes.
As previsões feitas para 2010 eram de uma contracção do consumo, facto que foi contrariado
pelos consumos, até ao momento, verificados este ano. Apesar deste aspecto, o consumo de
electricidade nos próximos anos deverá decrescer. Estima-se portanto uma ligeira redução
deste valor.
9 O índice de hidraulicidade é um indicador que avalia se determinado período de tempo (mês/ano) foi seco ou chuvoso. Se for inferior a um, significa que o mês/ano é seco, se estiver acima de um, trata-se de um mês/ano chuvoso. O índice de hidraulicidade médio é o valor unitário (1,0) correspondente a uma produção de aproximadamente 11TWh.
84
A determinação da produção resulta de extrapolações lineares, considerando os factores acima
descritos.
Tabela 35 – Consumos e Produção previstos
[GWh] 2010(p) 2011(est) 2012(est) 2013(est) PRO 32.064 30.974 30.924 30.875 HIDRÁULICA 16.748 11.000 11.000 11.000 TÉRMICA 15.316 19.974 19.924 19.875 Carvão 4.913 9.178 9.155 9.132 Fuel/Gasóleo 100 437 436 435 Gás Natural 10.303 10.359 10.333 10.308 PRE 17.372 15.045 15.798 16.587 SALDO IMPORTADOR 2.538 5.861 5.076 4.252 CONSUMO TOTAL 51.974 51.880 51.797 51.714
Os valores estimados para o período posterior a 2010 seguem a tendência prevista
inicialmente para este ano, considerando que a produção renovável crescerá, facto que terá
efeitos sobre outros tipos de geração.
O grande volume de produção hidroeléctrica em 2010 é justificado pelo facto de ser um ano de
hidraulicidade acima da média, facto que afecta outros tipos de produção, especialmente
térmica, à semelhança dos efeitos resultantes do aumento da PRE, liderada pelo crescimento
da produção Eólica.
O Saldo Importador dever-se-á manter relativamente constante, pelo que depende da
capacidade de interligação que por vezes alcança o seu valor limite, apenas sendo menor em
2010, devido à grande produção pela Hídrica e PRE, considerando os valores de consumo
apresentados.
Deste modo, com recurso aos pressupostos assumidos quanto aos custos, produção e
consumo, é possível realizar uma extrapolação dos dados relativos ao preço da energia
eléctrica para os próximos anos.
As parcelas da Tarifa de Acesso às Redes foram calculadas por aplicação de um método de
regressão linear, sendo considerado como o mais adequado tendo em conta a análise dos
valores passados na Tabela 28 e o comportamento da sua evolução e linhas de tendência.
Tabela 36 – Evolução previsional das Parcelas da Tari fa de Acesso às Redes
[106 €] 2010 2011 2012 2013
Uso Global Sistema 1055,0 1492,9 1608,7 1724,5 Transporte 273,0 370,5 392,2 413,8 Distribuição 1245,0 1556,3 1605,9 1664,1 Comercialização de Redes 170,0 201,3 207,6 213,8 Comercialização 100,9 115,1 121,2 127,2
85
Os valores esperados relativamente às centrais térmicas de referência definem-se nas tabelas
seguintes, à semelhança do que foi exposto anteriormente.
Tabela 37 – Energia produzida espectável das centrai s de referência a Carvão e Gás Natural
[MWh] 2010 2011 2012 2013
Pego (carvão) 1.991 2.597 2.590 2.584
Tapada do Outeiro (GN) 3.063 3.995 3.985 3.975
Para determinação do Custo Médio Ponderado, é necessário olhar para a previsão dos custos
das centrais térmicas de referência:
Tabela 38 – Custos Fixos e Variáveis previstos das c entrais do Pego e Tapada do Outeiro
[€] 2010 2011 2012 2013
Tejo Energia_cf 119.972 99.991 95.039 90.088
Car
vão
Tejo Energia_cv 88.632 118.489 120.962 123.435
Turbogás_cf 111.976 120.581 123.238 125.894
Gás
N
atur
al
Turbogás_cv 245.968 281.498 289.951 298.404
À semelhança do que foi feito anteriormente, calculam-se diversos valores tendo em vista o
cálculo do Preço médio previsto da energia eléctrica:
Tabela 39 – Custos Médios unitários previstos das c entrais do Pego e Tapada do Outeiro
[€/MWh] 2010 2011 2012 2013
Pego (Refª Carvão) 104,77 84,13 83,40 82,63
Tapada do Outeiro (Refª Gás Natural) 116,86 100,65 103,69 106,74
No mercado de futuro são previstos os valores relativos ao Custo Unitário de Aquisição de
Energia para 2011 e 2012, assumindo para 2013 um valor correspondente à média dos dois
anos precedentes:
Tabela 40 – Evolução esperada do Custo Unitário de A quisição de Energia
[€/MWh] 2010 2011 2012 2013
Custo Unitário de Aquisição de Energia 50,00 49,58 51,56 50,57
86
Analisando a evolução do Custo Médio da PRE dos últimos anos, é possível prever os
próximos por regressão linear:
Tabela 41 – Previsão do Custo Médio PRE
[€/MWh] 2010 2011 2012 2013
Custo Médio PRE 92,50 101,75 102,68 103,52
Como esperado, a acentuada diminuição da produção térmica em 2010 provocará o aumento
do Custo Médio Ponderado da Electricidade face aos valores do ano passado, justificado
principalmente pela avultada produção Hídrica e pelo aumento da PRE.
Nos anos seguintes, pelo facto de se considerar verificar-se hidraulicidade em torno dos
valores médios e constante, será sobretudo a PRE que motivará uma subida destes valores,
como é apresentado na Tabela 42.
Tabela 42 – Evolução previsional do Custo Médio Ponde rado de Energia Eléctrica
[€/MWh] 2010 2011 2012 2013
Custo Médio Ponderado 82,64 75,42 78,13 80,26
Prevendo que o consumo por escalão de tensão apresentará aproximadamente o mesmo peso
sobre o consumo total, no que diz respeito a cada categoria, foi feita a previsão da electricidade
a consumir pelos clientes de cada uma destas categorias.
Tabela 43 – Distribuição esperada do Consumo de Ene rgia Eléctrica por escalão de tensão
[GWh] 2010 2011 2012 2013
MAT 1.816 1.882 1.937 1.992 AT 6.458 7.077 7.231 7.385 MT 16.393 16.031 15.953 15.876 BT 27.307 26.890 26.675 26.460 Total 51.974 51.880 51.797 51.714
De forma análoga ao já efectuado, procede-se ao cálculo do preço da energia eléctrica, por um
método equitativo como é descrito na secção seguinte.
87
10.5.1 Distribuição Equitativa
Fazendo a distribuição equitativa dos custos, obtêm-se os seguintes resultados, que mantêm a
diferença entre MAT e BT, pelas mesmas razões apresentadas anteriormente.
A diferença esperada entre escalões será mais elevada, devido à evolução crescente dos
custos.
Tabela 44 – Preços de Energia Eléctrica estimados com distribuição equitativa
[€/MWh] 2010 (calc.)
2011 (est.)
2012 (est.)
2013 (est.)
Preço Energia - MAT 99,42 95,01 98,59 101,53 Preço Energia - AT 115,15 107,70 111,84 115,33 Preço Energia - MT 116,25 110,17 115,14 119,52 Preço Energia - BT 176,64 172,08 182,18 191,99
Observa-se o crescente aumento da divergência entre os preços na MAT e BT, com o aumento
dos custos e mantendo a forma de cálculo, baseada na desigual distribuição das tarifas e
custos imputados aos consumidores.
A evolução apresenta os valores calculados (calc.) para o ano de 2010, bem como a estimativa
(est.) dos valores para os próximos anos.
O horizonte temporal escolhido é relativamente curto, mas justificável devido à dificuldade na
previsão de determinados valores associados à volatilidade de alguns parâmetros, com o
intuito de obter valores que não distem muito do que possa ser realmente verificado no futuro.
10.6 Comentários
Será de esperar o aumento do preço da energia eléctrica, devido ao aumento de custos
apresentados pela PRO, relativos a novos investimentos em centrais hídricas e também o
aumento do custo médio de referência, associado à diminuição da produção térmica.
O aumento da potência Eólica instalada originará novos custos de ligação às redes, que serão
diluídos no sobrecusto com a PRE, maioritariamente paga pelos consumidores da Baixa
Tensão.
A discriminação das parcelas integradas no preço da energia eléctrica, sobretudo na forma
díspar que é actualmente aplicada, lesa gravemente os consumidores de escalões mais baixos
de tensão, quando os custos deveriam ser mais justos e igualmente distribuídos por todos eles.
88
Conclusões
Partindo da forma como está estruturado o Sistema Eléctrico Nacional, é possível entender a
distribuição de custos pelas várias entidades envolvidas, considerando as principais
actividades em que é decomposto, sendo estas a Produção, Transporte, Distribuição e
Comercialização.
Atendendo ao funcionamento do mercado de electricidade e à tendência crescente da
passagem dos consumidores finais para um regime livre em que podem negociar o preço da
electricidade com o comercializador respectivo, é possível verificar que a tarifa de energia
eléctrica deverá ser extinta brevemente, passando a funcionar-se em regime exclusivamente
liberalizado, com a existência de uma tarifa social, segundo proposta do governo.
Em regime de mercado livre, o preço da electricidade é resultado do encontro da oferta dos
produtores, com a procura dos comercializadores que actuam em representação dos seus
clientes. Como tal, é definido em cada sessão de mercado o preço da energia eléctrica, que
pode ser considerado marginal, sendo usado como referência para posterior cálculo do preço
da electricidade imputado aos consumidores.
O intuito da promoção relativamente à transição do consumo para o mercado livre será de
aumentar a competitividade entre os envolvidos na cadeia do sector eléctrico, melhorando as
condições negociais entre as várias categorias em que é decomposto.
Será no entanto de prestar atenção à electricidade produzida pelos PRE, que deverá ser
integrada, de alguma forma, no preço da energia eléctrica, podendo vir a ser integrada nos
custos do sistema, visto que devido à volatilidade das fontes de energia primária da maioria
destes produtores, é difícil realizar previsões que possam levar à negociação da sua produção
no mercado organizado.
Relativamente à Produção em Regime Especial, são de destacar a Cogeração e Produção
Eólica devido às quantidades de energia por estas produzidas, comparativamente às restantes
tecnologias de fontes primárias endógenas ou renováveis.
A produção de energia eléctrica pelos cogeradores tem-se mantido praticamente constante na
última década, facto que é esperado para os próximos anos, sendo que as alterações relativas
a esta categoria estão relacionadas, principalmente, com a maior utilização de certas
tecnologias com consumo de combustíveis diferentes.
Destaca-se a produção diária de electricidade pelos cogeradores, que equivale presentemente
a uma central térmica do regime ordinário de cerca de 1000MW.
89
A forma como este tipo de produção é remunerada actualmente, por se encontrar integrada no
grupo da PRE, faculta ao cogerador o recebimento de uma parcela superior do que a verificada
antes de 2001, havendo uma maior recompensa atribuída à electricidade por este produzida.
Tal aspecto deveria ser dotado de uma atenção especial visto que o cogerador faz parte do
regime especial por produzir electricidade para consumo no próprio processo de produção,
embora consuma combustíveis não renováveis para este efeito. A remuneração da produção
de electricidade é feita, não relativamente ao excedente da sua produção, mas como resultado
da diferença entre a venda de energia eléctrica à rede a um preço que é fixado pela DGGE, e o
consumo necessário para o processo fabril, que é substancialmente mais barato.
Relativamente à Produção Eólica, é de facto a de maior expressão no grupo dos PRE, com
cerca de 4000 MW de potência instalada em Portugal, representando em 2009 cerca de 15%
da produção total referida ao consumo, apresentando uma tendência crescente.
A Produção em Regime Especial também o é quanto aos custos gerados, sendo que toda a
energia por esta produzida é adquirida obrigatoriamente pelo comercializador de último
recurso. Face a um valor de referência é determinado o sobrecusto gerado pela PRE, que é
diluído na Tarifa de Venda ao Consumidor Final (TVCF).
A análise dos custos apresentados pelos produtores em regime ordinário permite o
estabelecimento de custos médios de referência que são utilizados no cálculo do preço da
electricidade imputado aos consumidores finais.
Estes custos dependem fortemente da energia produzida por estes electroprodutores, facto
que cria um certo paradigma relativo ao gradual aumento da PRE, que dificulta o recebimento
dos custos das centrais, principalmente relativos aos seus encargos de potência (custos fixos),
resultantes, principalmente, da amortização de investimentos efectuados.
Funcionando de forma semelhante, os CAE e CMEC, relativos aos produtores ordinários
correspondentes, têm gerado sobrecustos e custos que afectam o preço final da electricidade,
sendo tanto maiores, quanto menor a energia produzida por tais PRO, evolução inevitável caso
se mantenham os níveis de consumo e o aumento da PRE.
Nesta óptica, foram lançadas novas medidas na Portaria n.º 765/2010 emitida pelo governo
Português, visando a garantia de recuperação dos custos assumidos pelos produtores em
regime ordinário. Estas medidas visam a actual PRO e a atracção de futuros investimentos em
centrais neste regime, proporcionando a recuperação dos encargos de potência e energia
inerentes às centrais de produção de electricidade.
O consumo de energia eléctrica é afectado por uma série de factores, pelo que pela
expectativa da manutenção do número de consumidores e crescimento baixo do Produto
Interno Bruto (PIB), as restantes variáveis, como a variação da temperatura e número de dias
úteis, surtem efeitos sobre o consumo actual que é de difícil previsão.
90
No entanto, contrariamente ao verificado nos meses decorridos de 2010, em que as diferenças
da temperatura provocaram um maior consumo de electricidade, espera-se que este se
mantenha relativamente constante face aos anos transactos, podendo inclusivamente verificar-
se um ligeiro decréscimo como tem sido previsto pelas várias entidades do sector energético,
aspectos principalmente resultantes da actual situação socioeconómica.
A formação dos preços da electricidade imputados aos consumidores finais é resultante da
combinação de uma série de tarifas, que estão relacionadas com as partes integrantes da
cadeia do sector eléctrico.
A análise efectuada relativamente aos preços aplicados, permitiu aferir que são principalmente
afectados pelo custo médio de produção apresentado pelos PRO, nomeadamente das
tecnologias com consumo de combustíveis como carvão ou gás natural, cujos custos são
utilizados para o cálculo do valor de referência.
Os custos totais apresentados pelos produtores formados pelos custos fixos e variáveis, ou
encargo de potência e energia, respectivamente. Os custos variáveis são dependentes dos
custos resultantes da produção de electricidade, pelo consumo de combustíveis, para além de
outras parcelas relativas à operação e manutenção das centrais.
Esta parcela variável é fortemente dependente do comportamento do preço do petróleo, pelo
que a sua volatilidade provoca sobrecustos inesperados, situação que foi verificada no final de
2007 e 2008, cujos valores estão a ser repercutidos no preço da electricidade dos próximos
quinze anos.
Sendo o consumo total de energia distribuído por clientes de escalões de tensão diferentes,
apresentando consumos também diferentes, os preços da electricidade pagos por cada
categoria apresentam algumas diferenças, sendo que os clientes da Baixa Tensão (BT), são os
que apresentam a factura mais avultada, em termos de preços médios.
Tem-se presenciado um gradual aumento do preço da energia eléctrica imputada aos
consumidores, sendo principalmente fundamentado pelo aumento do valor de referência do
custo médio da energia eléctrica devido ao aumento da produção pela PRE, visto que a parcela
fixa do cálculo deste valor, é dependente da energia entregue à rede pelo produtor marginal do
regime ordinário.
Os mais recentes investimentos em novos aproveitamentos hidroeléctricos de grande potência,
à parte da entrada em serviço de novos grupos térmicos, deverão afectar de certa forma os
custos fixos do valor de referência, esperando-se a manutenção dos custos variáveis, dado ser
essa a expectativa relativamente ao comportamento do preço do petróleo (Brent).
Tal aspecto terá repercussões sobre o preço da energia eléctrica, fazendo com que este
aumente ligeiramente, sendo expectável um crescimento de cerca de 10% para 2013, face ao
valor calculado para 2010, tanto na forma de cálculo equitativa como na discriminada.
91
A diferença entre os valores pagos pelos consumidores da MAT e da BT é bastante grande,
devido à separação de custos, principalmente relacionados com o uso das redes de
distribuição e a imputação da quase totalidade dos custos de Uso Global do Sistema à Baixa
Tensão.
A extinção da tarifa regulada de energia eléctrica retirará alguma influência da entidade
reguladora sobre a fixação do preço da electricidade, muito embora deva manter a posição
quanto à regulação e estabelecimento de alguns valores envolvidos no uso do sistema,
transporte e distribuição de energia eléctrica.
Deve prestar-se atenção à evolução da PRE, em especial à produção Eólica que se encontra
em notório crescimento, avaliando também a aplicação das novas medidas remuneratórias da
PRO, de forma a manter a coexistência saudável entre os dois tipos de produção.
Relativamente ao mercado liberalizado, deve ser alvo de um olhar cuidado, de forma a garantir
uma concorrência justa e que permita melhores condições contratuais entre os intervenientes,
favorecendo ultimamente e necessariamente o consumidor final.
Espero com este trabalho ter facultado ao leitor uma melhor compreensão acerca do
funcionamento do sistema eléctrico nacional, principalmente no que toca à formação do preço
de electricidade, para que se possa também entender o porquê das variações que possam ser
verificadas neste âmbito.
Adicionalmente mostra-se que o preço da electricidade é maioritariamente afectado pelos
custos dos produtores térmicos e na Baixa Tensão também pela discrepância dos valores das
tarifas integradas no valor final imputado aos consumidores, especialmente do Uso Global do
Sistema, que integra entre outros, a recuperação de custos associados aos aproveitamentos
eólicos.
92
Bibliografia
Sítios na Internet:
[1] http://www.centrodeinformacao.ren.pt/
[2] http://www.cmegroup.com/trading/energy/crude-oil/brent-crude-oil.html
[3] http://www.omip.pt
[4] http://www.erse.pt
[5] http://www.dgge.pt
[6] http://www.eia.doe.gov
Documentos oficiais da República Portuguesa:
[7] Portaria n.º 765/2010, 26 de Agosto de 2010
[8] Portaria n.º 57/2002, 15 de Janeiro de 2002
[9] Portaria n.º 58/2002, 15 de Janeiro de 2002
[10] Portaria n.º 59/2002, 15 de Janeiro de 2002
[11] Portaria n.º 60/2002, 15 de Janeiro de 2002
[12] Decreto-Lei n.º 240/2004, 27 de Dezembro de 2004
[13] Decreto-Lei n.º 29/2006, 15 de Fevereiro de 2006
[14] Decreto-Lei n.º 313/2001, 10 de Dezembro de 2001
[15] Decreto-Lei n.º 90/2006, 24 de Maio de 2006
[16] Decreto-Lei n.º 199/2007, 18 de Maio de 2007
[17] Decreto-Lei n.º 225/2007, 31 de Maio de 2007
[18] Decreto-Lei n.º 165/2008, 21 de Agosto de 2008
[19] Jornal Oficial da União Europeia, “Directiva 2009/28/CE do Parlamento Europeu e do
Conselho de 23 de Abril de 2009”, 5 de Junho de 2006
[20] Gabinete do Ministro do Ministério da Economia, “Despacho n.º459/MEC/2003 – Princípios
gerais para a definição da metodologia e dos principais parâmetros de valorização a usar
93
no modelo de resolução dos contratos de aquisição de energia eléctrica”, Despacho n.º 14
315/2003 (2.ª série), 23 de Julho de 2003
[21] “Directiva 2001/77/CE do Parlamento Europeu e do Conselho de 27 de Setembro de 2001
relativa à promoção da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis no
mercado interno de electricidade”, Jornal Oficial das Comunidades Europeias, 27 de
Outubro de 2001
[22] Resolução do Conselho de Ministros n.º 50/2007, Diário da República n.º 62 (1.ª Série), 28
de Março de 2007
[23] CMVM, CNMV, ERSE, CNE, “Descrição do Funcionamento do MIBEL”, Conselho de
Reguladores do MIBEL, Novembro de 2009
[24] CMVM, CNMV, ERSE, CNE, “Boletim Mensal MIBEL”, Conselho de Reguladores do
MIBEL, Abril de 2010
Livros e outros Documentos:
[25] João J. E. Santana e Maria José Resende, “Reflectir Energia”, ETEP, Setembro 2006
[26] João Santana, “Reflexão sobre a dinâmica e eficiência de Mercados”, Prémio ERSE
Regulação 2010, 15 de Janeiro de 2010
[27] Steven Stoft, “Power System Economics: Designing Markets for Electricity”, Wiley-IEEE
Press (1st edition), 17 de Maio de 2002
[28] Rui M. G. Castro, “Breve Caracterização do Sistema Eléctrico Nacional”, Energias
Renováveis e Produção Descentralizada, Instituto Superior Técnico, Fevereiro 2009
[29] Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e
Outros Serviços a partir de Janeiro de 1999”, ERSE, Dezembro 1998
[30] Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e
Outros Serviços em 2000”, ERSE, Dezembro 1999
[31] Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e
Outros Serviços em 2001”, ERSE, Dezembro 2000
[32] Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, “Parâmetros para o Triénio 2002-2004 e Tarifa e
Preços para a Energia Eléctrica e Outros Serviços em 2002”, ERSE, Novembro 2001
[33] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Evolução do Desempenho das Empresas
do Sector Eléctrico”, ERSE, Novembro 2002
94
[34] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Evolução do Desempenho Económico das
Empresas do Sector Eléctrico”, ERSE, Novembro 2003
[35] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Evolução do Desempenho Económico das
Empresas do Sector Eléctrico”, ERSE, Novembro 2004
[36] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Parâmetros e Tarifas e Preços para a
Energia Eléctrica e Outros Serviços em 2005”, ERSE, Novembro 2004
[37] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica
e Outros Serviços em 2006 e Parâmetros para o Período de Regulação 2006-2008”, ERSE,
Dezembro 2005
[38] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica
e Outros Serviços em 2007”, ERSE, Dezembro 2006
[39] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica
e Outros Serviços em 2008”, ERSE, Dezembro 2007
[40] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica
e Outros Serviços em 2009 e Parâmetros para o Período de Regulação 2009-2011”, ERSE,
Dezembro 2008
[41] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica
e Outros Serviços em 2010”, ERSE, Dezembro 2009
[42] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Caracterização da Procura de Energia
Eléctrica em 2010”, ERSE, Dezembro 2009
[43] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Regulamento Tarifário do Sector
Eléctrico”, ERSE, Dezembro 2009
[44] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Regulamento de Relações Comerciais do
Sector Eléctrico”, ERSE, Agosto 2009
[45] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Proveitos Permitidos das Empresas
Reguladas do Sector Eléctrico em 2010”, ERSE, Dezembro 2009
[46] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Resumo Informativo – Mercado
Liberalizado de Electricidade”, ERSE, Abril de 2010
[47] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, “Proposta de Tarifas e Preços para a
Energia Eléctrica em 2010”, ERSE, 2009
[48] Ministério das Finanças e da Administração Pública, Gabinete do Ministro de Estado e das
Finanças, “Relatório de Orientação da Política Orçamental”, 2 de Julho de 2010
95
ANEXOS
96
ANEXO 1
