Source: https://dre.tretas.org/dre/304269/portaria-332-2012-de-22-de-outubro
Timestamp: 2019-05-24 19:23:08+00:00

Document:
Portaria 332/2012, de 22 de Outubro
No âmbito da quinta alteração ao Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, que estabelece os princípios gerais relativos à organização e ao funcionamento do Sistema Elétrico Nacional (SEN), bem como as bases gerais aplicáveis ao exercício das atividades de produção, transporte, distribuição e comercialização de eletricidade e à organização dos mercados de eletricidade, operada pelo Decreto-Lei 215-A/2012, de 8 de outubro, o artigo 61.º daquele diploma, que fixa os princípios aplicáveis ao cálculo e à fixação de tarifas, foi alterado no sentido de prever, no seu n.º 2, que os critérios para a repercussão dos custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral (CIEG) nas tarifas reguladas passam a ser definidos por portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.
O referido preceito legal remete, assim, para disciplina regulamentar matérias anteriormente reguladas por atos legislativos, como é o caso do Decreto-Lei 90/2006, de 24 de maio, que estabelecia os critérios para a alocação de custos resultantes da produção de eletricidade em regime especial que beneficia da remuneração prevista no anexo ii do Decreto-Lei 189/88, de 27 de maio, republicado pelo Decreto-Lei 168/99, de 18 de maio, alterado pelos Decretos-Leis n.os 312/2001, de 10 de dezembro, 339-C/2001, de 29 de dezembro, 33-A/2005, de 16 de fevereiro, e 225/2007, de 31 de maio.
Ao abrigo do citado n.º 2 do artigo 61.º do Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, a presente portaria vem estabelecer, para determinados CIEG com incidência na tarifa de uso global do sistema - incluindo-se nestes os sobrecustos da produção de eletricidade em regime especial que beneficia da remuneração acima referida -, os critérios para a respetiva repercussão nas tarifas reguladas, a qual será realizada de forma diferenciada, em primeiro lugar entre os diferentes níveis de tensão e tipos de fornecimento, e, seguidamente, em cada nível de tensão e tipo de fornecimento, de acordo com determinados critérios, com especial destaque para as variáveis de consumos de eletricidade verificadas nos períodos horários de ponta, cheias e vazio.
Pretende-se, com esta medida, incentivar um consumo mais eficiente de energia por parte dos clientes finais, com menor utilização nas horas de ponta, encorajando, por outro lado, a oferta de modalidades de faturação com diferenciação horária da energia consumida por parte dos comercializadores de mercado.
A presente portaria prevê ainda as regras a observar pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos na divulgação da informação em que se baseia o cálculo da repercussão dos CIEG, bem como no fornecimento da referida informação aos comercializadores de eletricidade, habilitando-os a dar cumprimento às imposições legais em matéria de faturação discriminada, previstas na Lei dos Serviços Públicos Essenciais, aprovada pela Lei 23/96, de 26 de julho, alterada pelas Leis n.os 12/2008, de 26 de fevereiro, 24/2008, de 2 de junho, 6/2011, de 10 de março, e 44/2011, de 22 de junho.
Ao abrigo do disposto nos n.os 2 e 3 do artigo 61.º do Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro, manda o Governo, pelo Secretário de Estado da Energia, o seguinte:
1 - A presente portaria estabelece os critérios para a repercussão diferenciada dos custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral (CIEG) na tarifa de uso global do sistema aplicável às atividades do Sistema Elétrico Nacional (SEN).
2 - Para os efeitos do número anterior, a presente portaria define os critérios para distribuição de categorias de CIEG por nível de tensão ou tipo de fornecimento e para a subsequente afetação dos mesmos CIEG, em cada nível de tensão ou tipo de fornecimento, aos clientes finais, através de uma modulação dos consumos verificados em cada período horário.
a) «Contratos de aquisição de energia (CAE)» os contratos de aquisição de energia celebrados ao abrigo do disposto no Decreto-Lei 183/95, de 27 de julho, alterado pelos Decretos-Leis n.os 56/97, de 14 de março, 198/2000, de 24 de agosto, 153/2004, de 30 de junho, 172/2006, de 23 de agosto, e 226-A/2007, de 31 de maio;
b) «Custos de interesse económico geral (CIEG)» os custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral, cujo valor é determinado, pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), de acordo com os princípios estabelecidos na legislação aplicável;
c) «Custos para a manutenção do equilíbrio contratual (CMEC)» a compensação pecuniária correspondente aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual, prevista no Decreto-Lei 240/2004, de 27 de dezembro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 199/2007, de 18 de maio, e 264/2007, de 24 de julho;
d) «Fontes de energia renováveis» tem o significado previsto na alínea u) do artigo 3.º do Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro;
e) «Garantia de potência» o mecanismo de atribuição de incentivos à garantia de potência disponibilizada pelos produtores ao SEN ao abrigo do disposto no artigo 33.º-A do Decreto-Lei 172/2006, de 23 de agosto, alterado pelos Decretos-Leis n.os 237-B/2006, de 18 de dezembro, 199/2007, de 18 de maio, 264/2007, de 24 de julho, 23/2009, de 20 de janeiro, 104/2010, de 29 de setembro, e 215-B/2012, de 8 de outubro;
f) «Níveis de tensão ou tipos de fornecimento» a muito alta tensão (MAT), a alta tensão (AT), a média tensão (MT), a baixa tensão especial (BTE), a baixa tensão normal com potência contratada igual ou superior a 20,7 kVA (BTN(maior que)) e a baixa tensão normal com potência contratada inferior a 20,7 kVA (BTN(menor que));
g) «Períodos horários» os períodos horários de entrega de energia elétrica aos clientes finais, correspondentes às horas de ponta, horas cheias e horas de vazio, nos termos definidos no Regulamento Tarifário;
h) «Plano de Promoção da Eficiência no Consumo (PPEC)» o conjunto de medidas de promoção da eficiência no consumo, previstas no Regulamento Tarifário;
i) Potência contratada» a potência de eletricidade que os operadores das redes colocam à disposição no ponto de entrega, expressa em kVA ou kW;
j) «Produção de eletricidade em regime especial (PRE)» a produção de eletricidade tal como definida no artigo 18.º do Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro;
k) «PRE renovável» a produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis;
l) «PRE não renovável» a produção de eletricidade a partir de fontes endógenas não renováveis;
m) «Regulamento Tarifário» o regulamento tarifário do sector elétrico previsto no artigo 62.º do Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro.
1 - Estão abrangidos pela presente portaria os CIEG seguidamente indicados:
a) Os sobrecustos com a PRE não renovável, correspondentes aos sobrecustos com a aquisição de energia elétrica aos produtores em regime especial que não beneficiam de remuneração garantida ao abrigo de um dos regimes previstos na alínea seguinte;
b) Os sobrecustos com a PRE renovável, correspondentes aos sobrecustos com a aquisição de energia elétrica aos produtores em regime especial que beneficiam da remuneração prevista no anexo ii do Decreto-Lei 189/88, de 27 de maio, republicado pelo Decreto-Lei 168/99, de 18 de maio, alterado pelos Decretos-Leis n.os 312/2001, de 10 de dezembro, 339-C/2001, de 29 de dezembro, 33-A/2005, de 16 de fevereiro, e 225/2007, de 31 de maio, ou resultante da portaria prevista no n.º 4 do artigo 33.º-G do Decreto-Lei 172/2006, de 23 de agosto, alterado pelos Decretos-Leis n.os 237-B/2006, de 18 de dezembro, 199/2007, de 18 de maio, 264/2007, de 24 de julho, 23/2009, de 20 de janeiro, 104/2010, de 29 de setembro, e 215-B/2012, de 8 de outubro;
c) Os encargos com os CMEC, definidos pelo Decreto-Lei 240/2004, de 27 de dezembro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 199/2007, de 18 de maio, e 264/2007, de 24 de julho;
d) Os sobrecustos com os CAE, correspondentes à diferença entre os encargos totais com a aquisição e a receita proveniente da venda da energia elétrica adquirida ao abrigo dos CAE;
e) Os encargos com a garantia de potência, correspondentes ao valor total dos incentivos à garantia de potência;
f) Os sobrecustos com a convergência tarifária com as Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira, nos termos previstos no Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro;
g) Os custos diferidos, decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral a repercutir em anos posteriores, ao abrigo do Decreto-Lei 165/2008, de 21 de agosto;
h) Os custos de sustentabilidade do sistema correspondentes aos acertos tarifários necessários para garantir a sustentabilidade do sistema tarifário, que resultam da soma das parcelas correspondentes i) aos ajustamentos positivos ou negativos da atividade de aquisição de energia do comercializador de último recurso referentes a anos anteriores, a repercutir nos proveitos a recuperar pela tarifa de uso global do sistema do operador da rede de distribuição, no âmbito da sustentabilidade entre o mercado regulado e o mercado liberalizado, ii) ao diferencial positivo ou negativo na atividade de comercialização devido à extinção das tarifas reguladas de venda a clientes finais e aos iii) sobreproveitos verificados em resultado da aplicação das tarifas transitórias ao abrigo do disposto no Decreto-Lei 104/2010, de 29 de setembro, alterado pelo Decreto-Lei 75/212, de 26 de março;
i) Os custos com a remuneração e amortização dos terrenos do domínio público hídrico, ao abrigo do disposto nos Decretos-Leis n.os 198/2003, de 2 de setembro, e 153/2004, de 30 de junho;
j) Os custos com o PPEC, aprovados por regulamento da ERSE.
2 - Os CIEG previstos no número anterior correspondem aos custos globais a repercutir em cada ano na tarifa de uso global do sistema aplicável aos clientes finais e comercializadores, líquidos de qualquer imputação de custos aos produtores do SEN, determinados pela ERSE nos termos do Regulamento Tarifário e de acordo com a legislação aplicável a cada categoria de custos, designadamente no que respeita a ajustamentos e alisamentos tarifários.
Critérios de distribuição de CIEG por nível de tensão ou tipo de
1 - Os sobrecustos com a PRE não renovável, os sobrecustos com os CAE, os encargos com a garantia de potência, os custos diferidos de anos anteriores a repercutir ao abrigo do Decreto-Lei 165/2008, de 21 de agosto, os custos de sustentabilidade do sistema, os custos com a remuneração dos terrenos do domínio público hídrico e os custos com o PPEC são distribuídos de forma diretamente proporcional à energia elétrica ativa entregue no ponto de consumo do conjunto de clientes finais em cada nível de tensão ou tipo de fornecimento, expressa em kWh, face à totalidade da energia elétrica entregue no SEN.
2 - Os sobrecustos com a PRE renovável são distribuídos por nível de tensão ou tipo de fornecimento de forma diretamente proporcional ao número de clientes finais ligados à rede elétrica em cada nível de tensão ou tipo de fornecimento.
3 - Os encargos com os CMEC são distribuídos por nível de tensão ou tipo de fornecimento de forma diretamente proporcional à totalidade da potência contratada para cada nível de tensão ou tipo de fornecimento.
4 - Os sobrecustos com a convergência tarifária são distribuídos, por nível de tensão ou tipo de fornecimento, nos termos previstos em despacho do membro do Governo responsável pela área da energia.
5 - Para os efeitos do número anterior, deve considerar-se o nível de tensão ou tipo de fornecimento baixa tensão normal (BTN), agregando-se neste os níveis de tensão ou tipos de fornecimento BTN(maior que) e BTN(menor que).
6 - O despacho previsto no n.º 4 vigora até ser alterado por despacho subsequente que, no caso de estabelecimento de novos parâmetros, é proferido até ao dia 15 de setembro, só produzindo os seus efeitos relativamente às tarifas aplicáveis a partir do dia 1 de janeiro do ano seguinte.
1 - Os sobrecustos com a PRE, renovável e não renovável, os sobrecustos com os CAE, os encargos com a garantia de potência, os custos diferidos de anos anteriores a repercutir ao abrigo do Decreto-Lei 165/2008, de 21 de agosto, os custos com a convergência tarifária, os custos com a remuneração dos terrenos do domínio público hídrico e os custos com o PPEC repartem-se pelos clientes finais em cada nível de tensão ou tipo de fornecimento, de forma modulada, em função dos consumos efetuados em cada período horário.
2 - Para efeitos do disposto no número anterior, a modulação dos CIEG por período horário corresponde à determinação, para cada CIEG, de um preço que varia em função do período horário em que a energia elétrica ativa é entregue no ponto de consumo de cada cliente.
3 - O preço de cada CIEG é determinado mediante a aplicação de fatores Kp(índice j)(elevado a CIEGi) e Kc(índice j)(elevado a CIEGi), definidos para cada período horário, ao custo não modulado de cada CIEG por kWh, de acordo com as fórmulas seguidamente indicadas:
a) Determinação do preço do CIEG em horas de ponta:
(ver documento original) b) Determinação do preço do CIEG em horas cheias:
(ver documento original) c) Determinação do preço do CIEG em horas de vazio:
(ver documento original) 4 - Para os efeitos dos números anteriores, na determinação do preço do CIEG correspondente aos custos com a convergência tarifária deve considerar-se o nível de tensão ou tipo de fornecimento BTN, agregando-se neste os níveis de tensão ou tipos de fornecimento BTN(maior que) e BTN(menor que).
5 - Os fatores Kp(índice j)(elevado a CIEGi) e Kc(índice j)(elevado a CIEGi) para cada período horário previstos no n.º 3 são determinados por despacho do membro do Governo responsável pela área da energia, que vigora até ser alterado por despacho subsequente.
6 - Caso o despacho do membro do Governo responsável pela área da energia referido no número anterior estabeleça novos parâmetros, deve ser proferido até ao dia 15 de setembro de cada ano, só produzindo os seus efeitos relativamente às tarifas aplicáveis a partir do dia 1 de janeiro do ano seguinte.
7 - Os encargos com os CMEC são distribuídos, pelos clientes finais em cada nível de tensão ou tipo de fornecimento, em função da potência contratada por cada cliente final, face à totalidade da potência contratada no respetivo nível de tensão ou tipo de fornecimento.
8 - Os custos de sustentabilidade são distribuídos, pelos clientes finais em cada nível de tensão ou tipo de fornecimento, de forma diretamente proporcional à energia elétrica entregue, expressa em kWh, no ponto de consumo de cada cliente final face à totalidade da energia elétrica entregue ao conjunto dos clientes finais correspondente a cada nível de tensão ou tipo de fornecimento.
Transparência na divulgação dos CIEG e respetivos mecanismos de
1 - A ERSE deve identificar, de forma clara e detalhada, nos documentos de suporte das propostas de fixação de tarifas e nas decisões da sua competência nesta matéria, a repartição dos proveitos relativos aos diferentes CIEG por níveis de tensão ou tipos de fornecimento, nos termos definidos na presente portaria.
2 - A ERSE deve ainda identificar, nos termos previstos no número anterior, o valor de cada categoria de CIEG a atribuir a cada variável de faturação, nos termos previstos nesta portaria.
3 - A informação prevista nos números anteriores deve igualmente ser divulgada, de forma clara e detalhada, aos comercializadores de eletricidade, de forma a garantir a transparência dos processos associados à determinação dos CIEG e respetiva repercussão tarifária ao abrigo desta portaria, bem como o cumprimento do disposto no n.º 4 do artigo 9.º da Lei 23/96, de 26 de julho, alterada pelas Leis n.os 12/2008, de 26 de fevereiro, 24/2008, de 2 de junho, 6/2011, de 10 de março, e 44/2011, de 22 de junho.
4 - Para efeitos de aplicação da presente portaria, a ERSE pode proceder à divisão dos proveitos e das tarifas de uso global do sistema nas subparcelas que se revelem necessárias para garantir a eficácia e a transparência do cálculo.
1 - Para os efeitos do disposto no n.º 4 do artigo 4.º e com vista ao cálculo das tarifas reguladas a partir do ano de 2013, os sobrecustos com a convergência tarifária são distribuídos, por nível de tensão ou tipo de fornecimento, de acordo com as percentagens seguidamente indicadas:
a) MAT - 0 %;
b) AT - 5 %;
c) MT - 20 %;
d) BTE - 10 %;
e) BTN - 65 %.
2 - Para efeitos do disposto nos n.os 5 e 6 do artigo 5.º, e com vista ao cálculo das tarifas reguladas a partir do ano de 2013, os fatores K constam da tabela constante do anexo i da presente portaria.
3 - O membro do Governo responsável pela área da energia pode alterar os fatores K fixados ao abrigo do número anterior, mediante despacho proferido no prazo máximo de 45 dias a contar da data de entrada em vigor da presente portaria.
A presente portaria entra em vigor no dia seguinte ao da sua publicação e produz efeitos a partir de 15 de outubro de 2012.
O Secretário de Estado da Energia, Artur Álvaro Laureano Homem da Trindade, em 10 de outubro de 2012.
Texto integral do documento: https://dre.tretas.org/pdfs/2012/10/22/plain-304269.pdf ;
Extracto do Diário da República original: https://dre.tretas.org/dre/304269.dre.pdf .
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References: artigo 61
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 artigo 61
 artigo 3
 artigo 33
 artigo 18
 artigo 62
 artigo 33
 artigo 9
 artigo 4
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