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ELETRICIDADE

ATIVIDADES NA ELECTRICIDADE

A REN, através da REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A., exerce duas atividades reguladas: gestão global do sistema (GGS) e transporte de energia elétrica (TEE). Os proveitos permitidos das atividades GGS e TEE são recuperados pela aplicação de duas tarifas reguladas: a tarifa de uso global do sistema (UGS) e a tarifa de uso da rede de transporte (URT), respetivamente.

Ambas as tarifas são fixadas anualmente pela ERSE com base em dados previsionais, respeitantes à procura, custos, proveitos e investimentos.

Em 2015 iniciou-se um novo período de regulação sem que tenham existido alterações ao nível da forma de regulação, tendo havido apenas atualizações dos parâmetros regulatórios. O fator de eficiência aplicado ao nível de custos de exploração da atividade de transporte de energia elétrica foi alterado para 1,5% (2016 e 2017) e a taxa de remuneração voltou a estar indexada à média aritmética anual (1 outn-1 a 30 set n) da cotação diária da rendibilidade das Obrigações do Tesouro da República Portuguesa a 10 anos. Os limites de variação da taxa de remuneração base indexada para o período 2015-2017 são 5,65% e 9,15%. 

 

REGULAÇÃO DAS ATIVIDADES

A atividade de GGS é regulada por taxa de remuneração aplicada aos ativos afetos à atividade, líquidos de amortizações e subsídios e por custos operacionais aceites.

A atividade de TEE é regulada por incentivos:

    • ao investimento eficiente na rede de transporte,
    • à eficiência nos custos de exploração através do estabelecimento de um limite máximo dos custos acrescido de uma componente em função do nível de atividade da empresa,
    • à manutenção de operação de equipamento em fim de vida útil e
    • ao aumento da disponibilidade dos elementos da RNT.
    • O incentivo ao investimento pretende premiar, sob a forma de uma remuneração adicional à taxa-base, as eficiências obtidas nos investimentos sujeitos a custos de referência cujo valor se enquadre dentro dos parâmetros fixados.

 

O montante de custos de exploração fixado para o primeiro ano do período de regulação evolui, nos anos seguintes, com a taxa de variação do índice de preços implícito no Produto Interno Bruto (PIB) e com a meta de eficiência determinada pela ERSE, que para 2016 e 2017 foi de 1,5%. A este montante acresce a variação do OPEX decorrente do crescimento anual da rede de transporte (em quilómetros de linhas e em número de painéis nas subestações), calculado com os correspondentes custos incrementais, também fixados pela ERSE.

O incentivo à manutenção em operação do equipamento em fim de vida útil pretende estimular a continuação em serviço de ativos que ainda apresentem condições técnicas de funcionamento, mas que já estejam totalmente amortizados, adiando desta forma os investimentos de substituição. A base de ativos nessas condições tinha em 2016 um valor bruto de aproximadamente 590 milhões de euros.

A base de ativos regulados (RAB) da eletricidade compreende o ativo líquido de amortizações e subsídios afeto às atividades de TEE e de GGS.

Na atividade TEE, com o objetivo de fomentar um comportamento mais eficiente do operador da rede de transporte nos investimentos que realiza, foi introduzido no período regulatório 2009-2011 o mecanismo de custos de referência. Este mecanismo foi publicado em setembro de 2010, pelo Despacho n.º 14 430/2010, de 15 de setembro, com aplicação retroativa aos investimentos transferidos para exploração em 2009. Teve a primeira atualização em 2015 com a entrada em vigor da Diretiva ERSE 3/2015 de 29 de janeiro. Assim, em 2016, o RAB médio sobre qual incide a taxa com prémio, de 6,88%, foi de 1.105 milhões de euros, sendo os restantes 1.006 milhões de euros remunerados à taxa-base, sem prémio, de 6,13%.

Na atividade da GGS, o princípio de valorização do RAB está assente numa base de custos históricos, sendo nestes casos aplicada a taxa de remuneração de 6,13%. O RAB médio da atividade da GGS foi, em 2016, de 39 milhões de euros. Ao ativo afeto a esta atividade há que considerar adicionalmente os terrenos do domínio público hídrico associados a aproveitamentos hidroelétricos cuja remuneração nos termos da Portaria 301-A/2013 de 14 de outubro depende da classificação atribuída ao desempenho da entidade concessionária da RNT, podendo a taxa variar entre -1,5% e +1,5%. Para o ano 2016 considerou-se o valor provisório indicado pela ERSE de 0,1% aplicada a um montante de 256 milhões de euros.

O gráfico seguinte apresenta o valor do RAB para os diferentes grupos de ativos:

EVOLUÇÃO DA BASE DE ATIVOS REGULADA

As tarifas fixadas pela ERSE refletem ainda desvios tarifários que, dois anos depois, reconciliam (na medida em que sejam justificáveis e aceites pela ERSE) valores previstos e ocorridos de custos e proveitos, e de desvios de procura.

Os ajustamentos decorrentes dos desvios são recuperados ou devolvidos, dois anos depois de ocorrerem, sendo esse valor remunerado a uma taxa regulada, igual à média da Euribor a 1 ano verificada em cada ano, acrescida de um spread publicado anualmente pela ERSE para o ano em referência.

No final de 2016, o saldo dos desvios é de 80 milhões de euros a recuperar pela REN Rede Eléctrica Nacional, S.A.

REN TRADING

A REN Trading coloca em mercado (MIBEL) a produção proveniente dos contratos de aquisição de energia elétrica (CAE) não cessados, relativos às centrais térmicas da Tejo Energia e da Turbogás.

A diferença entre o custo contratual no âmbito dos CAE e o proveito da venda em mercado da energia e serviços de sistema fornecidos pelas respetivas centrais, adicionada dos incentivos à otimização da sua gestão e à gestão eficiente das licenças de emissão de CO2, é incorporada na tarifa de UGS suportada pelos consumidores de energia.

Os proveitos da REN Trading provêm dos incentivos definidos pela ERSE ao exercício da sua atividade, que têm subjacente uma partilha com os consumidores de energia elétrica dos benefícios da otimização e gestão de ofertas destas centrais. O valor final dos incentivos resulta da atuação da empresa, quer através da otimização das vendas de energia das centrais, quer através da minimização dos custos de aquisição de combustível e de licenças de emissão de CO2.

O saldo em 2016 da conta de desvios tarifários resultantes da atividade de Compra e venda de energia elétrica, no âmbito da gestão dos CAE, é de 27 milhões de euros a recuperar das tarifas.