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15-12-2017
Tarifas e Preços para Energia Elétrica em 2018
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Tarifas e Preços para a Energia Elétrica em 2018
Cabe à ERSE, no exercício dos poderes de regulação que lhe foram conferidos por lei, estabelecer
e aprovar os valores das tarifas e dos preços regulados de energia elétrica em todo o território
português.
1. PROCEDIMENTO DE APROVAÇÃO DE TARIFAS E PREÇOS
De acordo com os procedimentos estabelecidos no Regulamento Tarifário, o Conselho de
Administração da ERSE submete à apreciação do Conselho Tarifário, para emissão de parecer, e
da Autoridade da Concorrência e dos serviços competentes das Regiões Autónomas dos Açores
e da Madeira, para comentários, a proposta de tarifas e preços para a energia elétrica.
O Conselho Tarifário, órgão consultivo específico para as funções da ERSE relativas a tarifas e
preços, composto por representantes de consumidores, empresas reguladas e autarquias, deve
emitir parecer, obrigatório e não vinculativo, até 15 de novembro.
Os documentos que justificam a decisão final da ERSE são tornados públicos, designadamente na
página de internet, assim como o Parecer do Conselho Tarifário e a resposta da ERSE ao mesmo.
2. ENQUADRAMENTO ÀS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
As tarifas e preços a vigorar em 2018 devem ser analisadas no quadro regulatório definido para
o triénio 2018-2020, tendo em conta o Regulamento Tarifário em vigor e aprovado após consulta
pública, bem como os parâmetros cuja definição se encontra justificada no documento
“Parâmetros de regulação para o período 2018 a 2020”.
As tarifas aprovadas para 2018 são as seguintes:
(i) tarifas de Acesso às Redes aplicáveis pelos operadores de redes e pagas por todos os
comercializadores de energia elétrica pelo uso das redes de transporte e de
distribuição e pelo uso global do sistema;
(ii) tarifas de Acesso às Redes aplicáveis aos operadores da rede de distribuição e aos
comercializadores de último recurso exclusivamente em BT;
(iii) tarifas de Acesso às Redes da Mobilidade Elétrica;
(iv) tarifas de Venda a Clientes Finais transitórias aplicáveis em Portugal continental pelos
comercializadores de último recurso,
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(v) tarifas de Venda a Clientes Finais aplicáveis nas regiões autónomas pelos
comercializadores de último recurso;
(vi) tarifas Sociais de Acesso às Redes aplicáveis pelos operadores de redes às entregas a
clientes vulneráveis e pagas por todos os comercializadores de energia elétrica pelo
uso das redes de transporte e de distribuição e pelo uso global do sistema;
(vii) tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais aplicáveis pelos comercializadores de último
recurso aos fornecimentos a clientes vulneráveis, e
(viii) tarifas por atividade regulada (Uso Global do Sistema, Uso da rede de Transporte,
Uso das Redes de Distribuição em AT, MT e BT, Operador Logistico de Mudança de
Comercializador, Energia e Comercialização).
Para além das tarifas, são aprovados os preços dos serviços regulados, nomeadamente:
(i) serviços de interrupção e restabelecimento do fornecimento de energia, (ii) leitura
extraordinária e (iii) quantia mínima a pagar em caso de mora. O preço regulado assegura que a
prestação do serviço é nivelada e transparente de acordo com regras de requisição e custeio
claras, promovendo-se, no quadro da definição, a aderência do preço para os serviços regulados
aos custos incorridos pelo prestador do serviço, em linha com as recomendações do Conselho
Tarifário.
A ERSE fixa, também, o valor da compensação a pagar por cada incumprimento de indicador
individual de natureza comercial, estabelecendo para 2018 o valor de 20 euros.
2.1. Mercado regulado e mercado liberalizado
No mercado regulado os preços praticados correspondem às tarifas de Venda a Clientes Finais
aprovadas pela ERSE, calculadas somando as tarifas de Acesso às Redes com as tarifas de Energia
e de Comercialização.
Mas todos os consumidores de Portugal continental podem escolher o seu fornecedor de energia
elétrica no mercado liberalizado, onde os preços são negociados entre os consumidores e os
comercializadores de energia elétrica, sendo que estes, os comercializadores livres, têm que
internalizar nos preços praticados as tarifas reguladas de Acesso às Redes.
O mercado liberalizado de eletricidade atingiu em outubro 4,94 milhões de clientes e
representa já 93% do consumo total em Portugal, tendo as tarifas transitórias de venda a
clientes finais (TTVCF) cada vez menor expressão no setor elétrico.
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Durante 2017 o número de clientes fornecidos por um comercializador em mercado continuou
a aumentar , sendo essa realidade transversal a todos os segmentos, incluindo o de clientes
em baixa tensão normal (BTN), usualmente descritos como o segmento residencial e de
microempresas, em que cerca de 84% do consumo deste segmento está em mercado.
O dinamismo observado na transição para o mercado em todos os níveis de tensão,
corroborado pelo crescimento do número de comercializadores a atuar no mercado elétrico, é
um bom indicador da competitividade dos preços praticados em mercado face às TTVCF,
definidas nas condições estabelecidas na legislação em vigor. Com o objetivo de auxiliar os
consumidores na transição para o mercado liberalizado, a ERSE disponibiliza na sua página
oficial da internet um simulador de comparação de preços de energia elétrica.
3. VARIAÇÕES TARIFÁRIAS
A elaboração de tarifas de energia elétrica está sempre submetida a um conjunto de critérios
que, ponderando o equilíbrio de interesses entre os consumidores e os operadores,
procuram:
• Minimizar os custos para os consumidores,
• Assegurar a sustentabilidade do mercado e promovendo a adequação dos preços aos
custos nas atividades reguladas;
• Incentivar a afetação eficiente dos recursos utilizados nas diferentes atividades reguladas;
• Refletir os custos de interesse económico geral e de política energética nos
termos da legislação em vigor.
As variações tarifárias são o resultado da conjugação de vários fatores, muitas vezes com
impactos em sentidos opostos.
3.1. Tarifas transitórias de venda a clientes finais
A variação entre 2017 e 2018 das tarifas transitórias de venda a clientes finais em Baixa
Tensão Normal (BTN) dos comercializadores de último recurso é de -0,2%:
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3.2. Tarifa social
Quanto às tarifas sociais de venda a clientes finais em BTN dos comercializadores de último
recurso, beneficiam de um desconto de 33,8% em relação às tarifas de venda a clientes finais.
O desconto é estabelecido por despacho do membro do Governo responsável pela área da
energia.
3.3. Tarifas de acesso às redes
As tarifas de Acesso às Redes são pagas por todos os consumidores pela utilização das
infraestruturas de redes e estão incluídas quer nas Tarifas de Venda a Clientes Finais dos
comercializadores de último recurso, quer nas tarifas dos comercializadores de mercado. As
tarifas de acesso às redes observam uma redução tarifária em todos os níveis de tensão.
A variação das tarifas de Acesso às Redes depende, por um lado, das variações das tarifas de
uso das redes de transporte e de distribuição (sujeitas à regulação da ERSE) e por outro lado, da
variação da tarifa de uso global do sistema fundamentalmente condicionada pelos custos de
política energética e interesse económico geral (CIEGs).
É de destacar o esforço que tem vindo a ser feito na redução dos custos de interesse
económico geral e de política energética que contêm o crescimento da tarifa do uso global do
sistema, bem como a significativa redução das tarifas dos uso das redes em -11,6% resultado
da ação regulatória pela ERSE e da eficaz resposta dos operadores de redes no que respeita
aos ganhos de eficiência alcançados e partilhados com os consumidores.
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4. IMPACTES DAS VARIAÇÕES TARIFÁRIAS NA FATURA MÉDIA DOS CLIENTES
Nos quadros seguintes apresenta-se um conjunto de variáveis caracterizadoras do
segmento do consumo doméstico com o objetivo de situar o impacte associado às tarifas para
2018.
Variáveis caracterizadoras do segmento BTN ≤ 20,7 kVA
Nota: Os valores apresentados incluem IVA de 23%.
A sua leitura permite concluir que a expressão, nos orçamentos familiares, da redução
subjacente às tarifas de venda a clientes finais transitórias para 2018 é de 0,09 euros, para
uma fatura média mensal de 45,7 euros.
Variáveis caracterizadoras dos consumidores abrangidos pelas “Tarifas Sociais”
Nota: Os valores apresentados incluem IVA de 23%.
Nota: Os valores apresentados incluem IVA de 23%.
Os consumidores abrangidos pelas tarifas sociais de venda a clientes finais terão uma redução
na fatura mensal de eletricidade no valor de 0,05 euros, para uma fatura média mensal de 20,4
euros.
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5. PROVEITOS REGULADOS
O quadro seguinte apresenta os proveitos permitidos por empresa regulada implícitos nas tarifas
para 2018, que incluem as transações entre empresas ao longo da cadeia de valor do setor
elétrico.
Proveitos permitidos por empresa regulada
(10 3 Euros)
Nota: Os ajustamentos com sinal positivo são valores a recuperar pelas empresas e os ajustamentos com sinal negativo são valores
a devolver ao sistema.
Proveitos sem ajustamentos
Ajustamentos Proveitos permitidos
(a) (b) (c) = (a+b)
REN Trading 149 419 -14 966 134 453Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial (CVEEAC) 149 419 -14 966 134 453
REN 571 812 52 775 624 586Gestão Global do Sistema (GGS) 256 453 52 266 308 719Transporte de Energia Elétrica (TEE) 315 359 509 315 868
ADENE 1 180 0 1 180Operação Logística de Mudança de Comercializador (OLMC) 1 180 0 1 180
EDP Distribuição 3 597 802 25 140 3 622 941Distribuição de Energia Elétrica (DEE) 1 062 226 9 800 1 072 026Proveitos do ORD por aplicação da tarifa de Uso da Rede de Transporte 315 868 2 768 318 635Proveitos do ORD por aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema 2 218 528 12 571 2 231 099Proveitos do ORD por aplicação da tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador 1 180 0 1 180
EDP Serviço Universal (CUR) 2 150 536 -227 939 1 922 597Compra e Venda de Energia Elétrica (CVEE) 1 715 613 -226 027 1 489 586
CVEE da Produção em Regime Especial 1 509 042 -240 149 1 268 893CVEE para Fornecimento de Clientes 206 571 14 122 220 693
Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte e de Distribuição (CVATD) 406 335 406 335Comercialização (C) 25 231 -1 911 23 320
Sobreproveito pela aplicação da tarifa transitória 3 357 3 357
EDA 171 736 -7 139 164 597Atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema 124 641 -10 772 113 869Atividade de Distribuição de Energia Elétrica 39 865 3 754 43 619Atividade de Comercialização de Energia Elétrica 7 230 -121 7 110
EEM 174 836 -5 856 168 981Atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema 123 808 -12 459 111 349Atividade de Distribuição de Energia Elétrica 45 898 6 606 52 504Atividade de Comercialização de Energia Elétrica 5 130 -2 5 128
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6. PRINCIPAIS FATORES QUE DETERMINAM A VARIAÇÃO TARIFÁRIA EM 2018
A variação tarifária para 2018 resulta da conjugação de vários fatores com impactos em sentidos
opostos.
6.1 Principais fatores que contribuem para o incremento do nível tarifário:
i) Serviço da dívida
As tarifas a vigorar em 2018 refletem o movimento iniciado nas tarifas de 2016 de diminuição da
dívida tarifária, como se ilustra no gráfico abaixo. Registe-se que a diminuição da dívida tarifária
implícita nestas tarifas, de cerca de 743 milhões de euros, é superior à soma das diminuições
verificadas em 2016 e em 2017, que totalizaram 693 milhões de euros.
Evolução da dívida tarifária
Esta significativa amortização da dívida é assim, claramente, o fator que contribui para o
incremento das tarifas, mas que a ERSE entende que se justifica pela necessidade de reforçar o
percurso já iniciado para o equilíbrio do sistema, garantindo, assim, a sua sustentabilidade.
820
325
2 029 1 892 1 944
2 854
3 677
4 6905 080
4 7184 397
3 654
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Milh
ões E
UR
Dívida final ano
-362
-321
-743
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O quadro que segue apresenta as amortizações e os juros da dívida gerada em anos anteriores
(2007 a 2017), de entre os quais se destacam: (i) a parcela relativa a medidas de estabilidade
tarifária, estabelecidas no Decreto-Lei n.º 165/2008, que diz respeito aos desvios de energia de
2007 e de 2008 não repercutidos nas tarifas de 2009 e ao sobrecusto da produção em regime
especial (PRE) de 2009 e (ii) a parcela relativa aos diferimentos dos sobrecustos com a PRE, ao
abrigo do artigo 73-A.º do Decreto-Lei n.º 78/2011, de 20 de junho, alterado pelo Decreto-lei n.º
178/2015, de 27 de agosto.
O valor do serviço da dívida incluído na proposta de tarifas para 2018 apresenta um decréscimo
de 2,6% relativamente ao ano anterior, superior ao montante gerado este ano, pelo que o saldo
em dívida no final de 2018 é inferior ao saldo em dívida de 2017 em cerca de 743 milhões de
euros.
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ii) Evolução dos custos dos combustíveis
Observou-se o incremento dos custos com os combustíveis fósseis, designadamente do petróleo,
do carvão e do gás natural, como se pode ver na figura abaixo, o que contribui para o aumento
dos custos de produção de energia elétrica, com reflexo num incremento da tarifa de energia.
iii) Transferências do Fundo de Sustentabilidade Sistémica do Setor Energético
Ao contrário do ocorrido nos três últimos anos, estas tarifas não consideram a reversão para as
tarifas de 2018 das verbas do Fundo de Sustentabilidade do Setor Energético, visto as
transferências que efetivamente ocorreram até à data serem residuais face aos valores previstos.
6.2 Fatores que contribuem para a redução do nível tarifário:
i) Revisão do nível eficiência exigido pela regulação
O início do novo triénio regulatório permitiu que se avaliasse o nível de desempenho das
empresas reguladas alcançado durante o período regulatório que finda em 2017 e transferisse
para os consumidores de energia elétrica parte dos ganhos de eficiência obtidos pelas empresas,
através da revisão em baixa dos níveis de custos a recuperar pelas tarifas.
42,7
51,6
17,5
50,2
73,6
19,1
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
Valor médio Brent (EUR/bbl) Valor médio carvão (EUR/ton) Valor médio GN PT(EUR/MWh)
T2017 T2018
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Para além da partilha dos ganhos de eficiência entre as empresas e os consumidores de energia
elétrica, realizada no quadro das metodologias de regulação por “incentivos” desenvolvidas e
empregues pela ERSE, o regulador reviu em baixo as taxas de remuneração aplicadas aos
investimentos das empresas reguladas durante o período regulatório 2018-2020, em linha com a
evolução do contexto financeiro nacional e europeu, bem como atendendo à circunstância de
maturidade das redes.
Como se pode constatar pela figura seguinte os proveitos permitidos tanto na atividade de
transporte como na atividade de distribuição decresceram de 2017 para 2018.
Variação dos proveitos permitidos das atividades de Transporte e Distribuição
Na figura seguinte apresenta-se o contributo de cada custo para a variação tarifária da BTN de
2018/2017. Estes contributos são obtidos através do produto da variação tarifária de cada
componente de custo pelo seu correspondente peso na fatura dos clientes. A soma de todas as
variações indicadas dá a variação tarifária de -0,2%.
Determinantes da variação das TVCF transitórias em BTN
346 319
1 2181 072
1 564
1 391
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
Tarifas 2017 Tarifas 2018
106
EUR
TEE DEE
7,65 7,03
26,9323,67
34,5830,70
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
Tarifas 2017 Tarifas 2018
€/ M
Wh
TEE DEE
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ii) Medidas legislativas mitigadoras de custos
Importa, ainda, realçar o impacte da evolução do diferencial dos custos com a produção em
regime especial com tarifa bonificada que contribui para a redução tarifária, sendo ao contrário
dos fatores elencados anteriormente, exógeno à atuação regulatória.
Tem-se observado uma gradual estabilização desta produção, após o máximo ocorrido em 2013,
decorrente do quadro de estagnação da capacidade instalada que aufere de preços garantidos.
Adicionalmente, o custo por unidade produzida tem vindo a reduzir-se, particularmente devido
à redução do custo da cogeração, em resultado do fim do regime bonificado de alguns
cogeradores a fuelóleo e da redução das tarifas desta tecnologia por via legislativa ocorrida em
2012.
Finalmente, contribuíram também para a redução tarifária a manutenção das medidas
mitigadoras estabelecidas por diplomas de anos anteriores, que visam diminuir o nível dos custos
de interesse económico geral a recuperar pelas tarifas, em particular a reversão para as tarifas
de receitas decorrentes dos leilões de licenças de emissão de gases com efeito de estufa e da
aplicação do Decreto-Lei n.º 74/2013. Ainda no âmbito deste diploma, foram revertidos para as
tarifas os valores decorrentes da aplicação do Decreto-Lei n.º 74/2013 que não tinham sido
incluídos nos anos de 2015 a 2017 por aplicação dos n.º 11 e 12 do Despacho n.º 11566-A/2015,
de 3 de outubro, entretanto revogados pelo Despacho n.º 7557-A/2017, de 25 de agosto.
Destaca-se ainda como medida de redução de custos a introdução de um mecanismo de
mercado na atribuição da remuneração da reserva de segurança prestada ao Sistema Elétrico
Nacional (SEN) fornecidos pelos produtores de energia elétrica e outros agentes de mercado, o
qual se baseia num mecanismo de leilão com um comprador único, conforme disposto na Portaria
n.º 41/2017, de 27 de janeiro.
Incorpora-se ainda, a título previsional, o valor do ajustamento final dos CMEC (Custos de
Manutenção do Equilíbrio Contratual), determinado nos termos do Decreto-Lei n.º 240/2004.
Este montante diz respeito ao segundo semestre de 2017 e ao ano de 2018 e tem como base o
cálculo feito pela ERSE, de acordo com o disposto no artigo 170.º da Lei n.º 42/2016, de 28 de
dezembro, que aprovou o Orçamento de Estado para 2017. Nesse particular, importa registar
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que o término dos ajustamentos anuais dos CMEC levará a uma redução da volatilidade e
montante deste CIEG.
7. EVOLUÇÃO DOS CUSTOS DE INTERESSE ECONÓMICO GERAL
A evolução dos custos de interesse económico geral são apresentadas nas figuras seguintes:
Custos de Interesse Económico Geral
Esta figura apresenta a evolução dos custos de interesse económico geral (CIEG)1 do ano,
podendo-se observar a tendência de diminuição destes custos, iniciada em 2015 e que se deverá
manter em 2018. A figura seguinte apresenta os CIEG por tipo de custo.
1 Registe-se que esta série apenas inclui os CIEG dos respetivos anos, não evidenciando os fluxos financeiros associados aos montantes destes custos que foram diferidos: os adiamentos e posteriores pagamentos.
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
106
EUR
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Custos de Interesse Económico Geral por tipo de custo
Nota: Esta figura não considera valores de CIEG a deduzir à tarifa, nomeadamente à tarifa Social.
A diminuição dos CIEG é um dos principais fatores, para além da atuação da ERSE anteriormente
referida, que permitem o aumento do abatimento da dívida tarifária face ao verificado nos anos
anteriores.
Lisboa, 15 de dezembro de 2017
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
103
EUR
Rendas de concessão Diferencial de custo da PRESobrecusto das RAS Terrenos das centraisCustos com a garantia de potência OMIP, OMIClear e custos de campanhas de informação (a partir de 2017)AdC ERSEPPEC Custos de natureza ambientalSobrecusto dos CAE a recuperar pela tarifa CMECRendas dos défices tarifários Custos com a concessionária da Zona Piloto
