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O consumo de energia elétrica registou, em junho, um crescimento homólogo de 3,6%, ou 2,9% com correção dos efeitos de temperatura e número de dias úteis. No primeiro semestre, o consumo cresceu, face ao mesmo período do ano anterior, 2,9%, ou 3,0% com correção da temperatura e dias úteis.

O regime hidroelétrico permaneceu extremamente seco, com um índice de produtibilidade de apenas 0,24 (média histórica igual a 1), tratando-se, para o mês de junho, do valor mais baixo em registo (desde 1971). O regime eólico ficou praticamente em linha com o a média registando 0,99, enquanto nas fotovoltaicas se situou em 1,06. A produção renovável abasteceu 38% do consumo, valor semelhante ao da produção não renovável, enquanto os restantes 24% corresponderam a energia importada.

No primeiro semestre, o índice de produtibilidade hidroelétrica registou 0,34 (média histórica igual a 1), o de produtibilidade eólica 0,95 e o de produtibilidade solar 1,11. Neste período, a produção renovável abasteceu 48% do consumo, repartida pela eólica com 25%, hidroelétrica com 11%, biomassa com 7% e fotovoltaica com 5%. A produção a gás natural abasteceu 31% do consumo, que é o valor mais elevado registado até hoje para o primeiro semestre, enquanto os restantes 21% corresponderem ao saldo importador, que é também o valor mais elevado de sempre registado no sistema elétrico nacional, para este período do ano.

No mercado de gás natural registou-se em junho uma contração de 7,5%, mantendo-se a tendência de quebra no segmento convencional, com uma variação mensal homóloga negativa de 15,1%, compensada parcialmente por um crescimento de 2,4% no segmento de produção de energia elétrica. O consumo para produção de energia elétrica foi mesmo o mais elevado de sempre para o 1º semestre. O abastecimento mantém-se quase integralmente a partir do terminal de GNL de Sines, com o saldo de trocas através da interligação com Espanha a registar este mês um valor praticamente nulo.

Nos primeiros seis meses do ano, o consumo de gás natural registou uma ligeira queda homóloga de 1,2%, resultado de um recuo de 22% no segmento convencional e de um crescimento de 49% no segmento de produção de energia elétrica.

• EBITDA aumenta 4,6%, para 238,4M€
• Resultado Líquido sobe 16,0% para 45,9M€
• Redução da Remuneração de Ativos Regulados (-9,7M€)
• Aumento de custos com Eletricidade (+2,3M)
• Primeiro Semestre sem geração a Carvão
• Consumo de Eletricidade e de Gás Natural recupera e cresce
• Terminal de GNL Sines atingiu o seu recorde de numero de operações de transbordo

O primeiro semestre do ano foi caracterizado por desafios operacionais importantes, nomeadamente, o eclodir da guerra na Ucrânia em fevereiro, a pressão sobre o abastecimento de Gás Natural na Europa, a situação grave de seca e o acelerar do ritmo de desenvolvimento de novas infraestruturas de suporte à transição energética.

Apesar destas circunstâncias, a atividade desenrolou-se de forma positiva. O EBITDA atingiu os 238,4M€, um aumento de 4,6% (+10,5M€) face ao mesmo período de 2021, refletindo o desempenho positivo em Portugal e o aumento da contribuição do negócio no Chile (+3,7M€) para os resultados da empresa.

O resultado líquido foi de 45,9M€ nos primeiros seis meses de 2022, um aumento de 16% (+6,3M€) em comparação com o período homólogo. Para este resultado líquido contribuiu a performance positiva do EBITDA (+10,5M€) e a melhoria em 16,5% dos resultados financeiros (+3,0M€).

Os resultados foram, no entanto, penalizados por um recuo nos incentivos regulados na eletricidade (-9,7M€), e pelo aumento dos custos operacionais (+2,3M€), relacionado com o crescimento dos custos com a eletricidade (+5,3M€).

Assistiu-se ainda um aumento dos impostos, para os 53,2M€ (+6,3%), que incorpora um acréscimo de 0,9M€ na Contribuição Extraordinária sobre o Setor Energético (CESE).

A qualidade do serviço, à semelhança do ano anterior, manteve-se em níveis extremamente elevados, tanto ao nível de percas na rede, como ao nível da disponibilidade de eletricidade e de gás natural, como à capacidade de resposta a situações de emergência na distribuição de Gás Natural.

O consumo de energia elétrica cresceu 2,9% no primeiro semestre do ano, face a idêntico período do ano passado, ou 3,0% com correção de temperatura e dias úteis. Já o consumo de gás natural registou uma ligeira queda homóloga de 1,2%, resultado de um recuo de 22% no segmento convencional e de um crescimento de 49% no segmento de produção de energia elétrica.

Nos primeiros seis meses do ano, a produção renovável abasteceu 47,5% do consumo de energia elétrica, repartida pela eólica com 25%, hidroelétrica com 11%, biomassa com 7% e fotovoltaica com 5%. Num semestre marcado pela seca severa e extrema em todo o país, o índice de produtibilidade hidroelétrica ficou-se apenas pelos 0,34 (média histórica igual a 1).

A produção a gás natural abasteceu 31% do consumo – o valor mais elevado de sempre para o primeiro semestre, enquanto os restantes 21% corresponderem ao saldo importador, igualmente o valor mais elevado registado no sistema elétrico nacional.

O abastecimento de gás natural foi feito, de forma praticamente integral partir do terminal de GNL de Sines, com o saldo de trocas através da interligação com Espanha a registar este mês um valor praticamente nulo. Nos 6 primeiros meses do ano, o Terminal de GNL de Sines recebeu 39 navios, um novo recorde máximo semestral, face aos 34 navios verificados em período homólogo de 2019. O Terminal foi responsável por 99% do abastecimento de gás natural em Portugal nos primeiros seis meses do ano.

O primeiro semestre do ano fica ainda marcado pela entrada em vigor do novo modelo regulatório para o setor elétrico, definido pela ERSE, e pela entrada em vigor da nova lei que estabelece a organização e o funcionamento do Sistema Elétrico Nacional. De destacar ainda o acordo entre o Governo Português e Governo Espanhol, que cria um mecanismo de ajustamento temporário dos custos de produção de eletricidade, estabelecendo um preço-referência do gás natural para a produção de eletricidade.

O consumo de energia elétrica em Portugal aumentou 7,2% no mês de julho, face ao período homólogo, impulsionado pelas temperaturas acima dos valores normais que se fizeram sentir. No dia 13, uma quarta-feira, registou-se mesmo o consumo diário mais elevado de sempre em Portugal em período de verão, 163,5 GWh, ultrapassando o anterior máximo, registado em 2010. Com correção dos efeitos de temperatura e número de dias úteis registou-se um crescimento homólogo mensal de 4,9%.

Nos primeiros sete meses do ano, o consumo cresceu, face ao mesmo período do ano anterior, 3,5%, ou 3,3% com correção da temperatura e dias úteis.

O regime hidroelétrico mantém-se seco, com um índice de produtibilidade de 0,30 (média histórica de 1), embora este valor tenha pouco significado, já que este é um período do ano em que as afluências são praticamente nulas. O regime eólico ficou também abaixo dos valores médios, registando 0,88 (média histórica de 1), enquanto nas fotovoltaicas foi mais favorável com 1,08 (média histórica de 1). A produção renovável abasteceu 36% do consumo, a produção não renovável 35%, enquanto os restantes 29% corresponderam a energia importada.

No período de janeiro a julho o índice de produtibilidade hidroelétrica registou 0,34 (média histórica de 1), o de produtibilidade eólica 0,94 e o de produtibilidade solar 1,10. A produção renovável abasteceu 46% do consumo, repartida pela eólica com 24%, hidroelétrica com 10%, biomassa com 7% e fotovoltaica com 5%. A produção a gás natural abasteceu 32% do consumo enquanto os restantes 22% corresponderem a energia importada.

Já o mercado de gás natural voltou a registar uma evolução mensal homóloga positiva, 5,4%, devido ao comportamento do segmento de produção de energia elétrica que cresceu 38%. No segmento convencional mantém-se a tendência de quebra, com uma variação mensal homóloga negativa de 14,8%. O aprovisionamento do sistema nacional mantém-se quase integralmente a partir do terminal de GNL de Sines.

No período de janeiro a julho, o consumo de gás natural está praticamente em linha com o verificado no mesmo período do ano anterior, registando uma queda marginal de 0,3%, resultado de uma quebra de 21% no segmento convencional e de um crescimento de 47% no segmento de produção de energia elétrica.

O consumo de energia elétrica cresceu 1,7% em agosto, face ao período homólogo, ou 1,4% com correção dos efeitos de temperatura e número de dias úteis. No período de janeiro a agosto o consumo cresceu 3,2%, 3,0% com correção da temperatura e dias úteis.

A produção eólica ficou abaixo dos valores médios, resultado de um índice de produtibilidade de 0,84 (média histórica igual a 1), enquanto a produção fotovoltaica beneficiou de um regime mais favorável e atingiu um índice de produtibilidade de 1,10 (média histórica igual a 1). Este aumento de produtibilidade, conjugado com as novas instalações que vão sendo ligadas à rede, permitiu atingir uma nova ponta máxima de cerca de 1260 MW. Tal como se tem verificado nos últimos meses, o regime hidroelétrico continua seco, com um índice de produtibilidade de 0,48 (média histórica igual a 1). A produção renovável abasteceu 36% do consumo, a produção não renovável 39%, enquanto os restantes 25% corresponderam a energia importada.

No período de janeiro a agosto, o índice de produtibilidade hidroelétrica registou 0,34 (média histórica igual a 1), o de produtibilidade eólica 0,93 (média histórica igual a 1) e o de produtibilidade solar 1,10 (média histórica igual a 1). A produção renovável abasteceu 44% do consumo, repartida pela eólica com 23%, hidroelétrica com 9%, biomassa com 7% e fotovoltaica com 5%. A produção a gás natural abasteceu 33% do consumo enquanto os restantes 23% corresponderam a energia importada.

No mercado de gás natural, o consumo evoluiu em agosto, com uma taxa homóloga de 8%. Tal como se tem verificado ao longo do ano, verificaram-se comportamentos divergentes entre o segmento de produção de energia elétrica, que cresceu 48%, e do segmento convencional, que inclui os restantes clientes e que contraiu 15,7%. Entre janeiro e agosto, o consumo de gás natural registou uma variação homóloga ligeiramente positiva de 0,7%, resultado de uma quebra de 20% no segmento convencional e de um crescimento de 47% no segmento de produção de energia elétrica.

A produção renovável abasteceu 88% do consumo de energia elétrica em fevereiro, incluindo saldo exportador, e a não renovável os restantes 12%. Trata-se da percentagem renovável mais elevada desde abril de 1979. O saldo de trocas com o estrangeiro, exportador, equivaleu a cerca de 20% do consumo nacional.

O consumo de energia elétrica apresentou uma contração homóloga de 3,1%, devido fundamentalmente ao efeito de ano bissexto, com menos um dia este ano. Com correção de temperatura e dias úteis a queda atenua-se para 0,8%, não se verificando efeito significativo do confinamento devido à pandemia. A evolução anual regista uma variação marginalmente positiva, com 0,1%, ou menos 1,3% com correção de temperatura e dias úteis.

“Produção Hidráulica com valor mensal mais elevado de sempre transporta energia renovável para máximos históricos de 1979”

Este mês, as condições foram particularmente favoráveis para as energias renováveis. O índice de produtibilidade hidroelétrica situou-se em 1,85 (média histórica igual a 1), com a produção hidráulica a registar a produção mensal mais elevada de sempre, com 2709 GWh, enquanto o índice de produção eólica registou 1,19 (média histórica igual a 1). A produção renovável abasteceu 88% do consumo (incluindo saldo exportador) e a não renovável os restantes 12%. Trata-se da quota renovável mais elevada desde abril de 1979. O saldo de trocas com o estrangeiro, exportador, equivaleu a cerca de 20% do consumo nacional.

No período de janeiro e fevereiro, o índice de produtibilidade hidroelétrica situou-se em 1,39 (média histórica igual a 1) e o de produtibilidade eólica em 1,14 (média histórica igual a 1). Nestes dois meses, a produção renovável abasteceu 79% do consumo, repartida pela hidroelétrica com 42%, eólica com 30%, biomassa com 5% e fotovoltaica com 2%. A produção não renovável abasteceu 21% do consumo, fundamentalmente com gás natural, representando o carvão apenas 2%. O saldo de trocas com o estrangeiro, exportador, equivaleu a cerca de 6% do consumo nacional.

No mercado de gás natural registou-se em fevereiro uma variação homóloga negativa em 25%. Esta quebra acentuada, deveu-se ao segmento de produção de energia elétrica que recuou 77%, condicionado pela elevada disponibilidade de energia renovável. O segmento convencional registou uma evolução positiva de 2,6%, não se verificando qualquer efeito do confinamento, tal como no caso da eletricidade. No final de fevereiro, o consumo acumulado anual de gás natural regista agora uma variação negativa de 17%, com um crescimento de 2,4% no segmento convencional e uma contração de 52% no segmento de produção de energia elétrica.

O consumo de energia elétrica registou, em janeiro, o valor mensal mais elevado de sempre e apresentou um crescimento homólogo de 2,7%, com uma primeira quinzena muito forte devido às temperaturas baixas e uma segunda quinzena já em queda, com o novo confinamento. Com correção de temperatura e número de dias úteis o consumo contraiu 1,8%.

As afluências aos aproveitamentos hidroelétricos estiveram próximas dos valores normais para este mês, com o índice de produtibilidade respetivo a situar-se em 0,97 (média histórica igual a 1), enquanto nas eólicas se verificou um regime muito favorável com o índice de produtibilidade respetivo a registar 1,09 (média histórica igual a 1). Desta forma, 66,3% do consumo foi abastecido com produção renovável, repartida por hídrica com 30,6%, eólica com 28,7%, biomassa 5,5% e fotovoltaica 1,5%, enquanto a produção não renovável abasteceu 28,1%, repartida por gás natural com 24,1%, carvão com 3,6% e outras não renováveis com 0,4%. O saldo de trocas com o estrangeiro foi responsável pelos restantes 5,6% do consumo nacional.

No mercado de gás natural, o consumo foi mais intenso na primeira quinzena do mês, com o frio, tendo-se registado máximos históricos de consumo no sistema nacional, e menos na segunda quinzena do mês, altura em que se iniciou novo confinamento.

No final do mês o consumo total de gás natural registou uma variação homóloga negativa em 11,6%, prejudicado pela redução de 34% verificada no mercado elétrico, enquanto no segmento convencional se registou um crescimento de 1,9%.

A onda de frio que se abateu em Portugal desde o início do ano levou os consumos de gás natural e eletricidade em Portugal a superar máximos históricos consecutivos tanto a nível de pico como de consumo diário.

O consumo máximo diário de energia elétrica foi subindo ao longo da vaga de frio, fixando-se no dia 13 em 185,1 GWh, superando um máximo já com 11 anos, datado de 11 de janeiro de 2010. O maior pico de consumo de sempre registou-se no dia 12 às 19:30 atingindo 9887 MW, ultrapassando o anterior pico, de 9403 MW, igualmente de 2010.

“Vaga de frio empurra consumo de gás natural e eletricidade para máximos históricos sucessivos”

Em relação ao gás natural, no dia 5 atingiu-se o consumo diário mais elevado de sempre, com 299,1 GWh, ultrapassando o anterior máximo de 269,9 GWh ocorrido em 5 de dezembro de 2017. Ainda no dia 5, às 20:00 atingiu-se o pico de consumo mais elevado de sempre com 14874 MW, quando o anterior máximo era de 13539 MW ocorrido em 7 de janeiro de 2020.

Ainda no gás natural de referir novos máximos históricos, no dia 5 na máxima emissão diária do terminal de GNL de Sines para a rede e no dia 8 na exportação para Espanha, através da interligação de Campo Maior.