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Lisboa, Julho de 2011

Relatório final do estudo

Avaliação dos custos e dos benefícios da energia eléctrica de origem renovável

Versão integral

Nota introdutória (1/3)

> As opções de política energética de Portugal têm sido, ao longo da última década, amplamente discutidas, embora sem a eficácia necessária em termos de clarificação dos seus custos e benefícios

> Por essa razão, a APREN considerou relevante realizar um estudo robusto sobre a avaliação dos custos e benefícios da energia eléctrica de origem renovável em regime especial (PRE-FER)

> Os principais objectivos do presente estudo são comparar o custo das energias renováveis em regime especial (PRE-FER)

2LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants

> Os principais objectivos do presente estudo são comparar o custo das energias renováveis em regime especial (PRE-FER) com o de alternativas tecnológicas em regime ordinário (PRO) considerando o actual modelo de mercado grossista, avaliar o respectivo impacto na factura da electricidade para diferentes cenários, elaborar recomendações sobre regulação tarifária e, finalmente, contribuir para uma clarificação sobre o impacto da PRE-FER junto das diferentes audiências

> Atendendo à necessidade de realizar um estudo profundo, independente e fundamentado em modelos económicos sólidos que perspectivem a evolução do sector no longo prazo e, considerando, igualmente, uma visão das necessidades e percepção dos consumidores de electricidade, assim como as realidades de outros mercados internacionais, a APRENrecorreu à subcontratação da Roland Berger Strategy Consultants, consultora com larga experiência no sector, ao nível nacional e internacional

> De modo a dotar as análises realizadas no estudo de isenção e robustez, procurou-se utilizar fontes de informação públicas de entidades reconhecidas no sector, minimizando, sempre que possível, a utilização de informação sem a sustentação de uma fonte externa. Por outro lado, as análises apresentadas assentam, sempre que possível, em séries de dados com um horizonte de, no mínimo, 5 anos, de modo a evitar a apresentação de conclusões baseadas num único ano


> Em termos gerais, o estudo procura fazer a avaliação da opção pelas renováveis em regime especial (que não estão em regime de mercado) na última década e entender as implicações do seu desenvolvimento no longo prazo

> Pese embora muitas das decisões ao nível do desenvolvimento da PRE-FER tenham sido tomadas no início da década, mediante o lançamento das bases legais e concursos que vieram a ser desenvolvidos ao longo dos últimos dez anos, em termos de informação estatística relevante, apenas existem dados disponíveis a partir de 2005. Por esse motivo, o balanço do desenvolvimento da PRE-FER no passado, tem como referência o período 2005-2010


do desenvolvimento da PRE-FER no passado, tem como referência o período 2005-2010

> Acresce que, em termos de futuro, tratando-se de um sector onde os investimentos são feitos com um horizonte temporal de longo prazo, as análises de evolução futura foram desenvolvidas para o horizonte temporal de vinte anos, 2011-2030, permitindo, dessa forma, avaliar as implicações da PRE-FER no longo prazo

> Tendo como princípio a objectividade, o estudo focou-se nos principais aspectos que resultam do desenvolvimento da PRE-FER, ao nível do seu impacto nos custos de geração do sistema eléctrico e sua comparação com os custos das tecnologias em regime de mercado reflectidos na estrutura de proveitos permitidos, assim como ao nível dos benefícios decorrentes de custos evitados com importações de combustíveis fósseis (gás natural e carvão) e emissões de CO2 (que decorrem directamente do desenvolvimento de produção de FER). Importa, também, realçar que as conclusões do estudo se encontram sustentadas em análises quantitativas


> Não foi objecto do presente estudo, a análise das implicações da PRE-FER nas outras fases da cadeia de valor do sector eléctrico, nomeadamente ao nível de redes de transporte e distribuição. Por outro lado, também não foram considerados no âmbito do estudo o impacto da PRE-FER ao nível da economia (com a excepção das importações evitadas, anteriormente referidas)

> Por último, salienta-se que as conclusões do presente estudo deverão ser entendidas como um contributo objectivo para a análise dos custos e benefícios da PRE-FER, não dispensando, porém, caso se pretenda avaliar a opção das renováveis


análise dos custos e benefícios da PRE-FER, não dispensando, porém, caso se pretenda avaliar a opção das renováveis em termos globais, a análise de outros aspectos, nomeadamente, ao nível da economia, ambiente e desenvolvimento regional

Sumário Executivo (1/3) – principais conclusões

DESENVOLVI-MENTO DASENERGIAS RENOVÁVEIS EM REGIME ESPECIAL

> Portugal apresenta actualmente um mix de energias renováveis em regime especial (PRE-FER 1)) com um custo inferior ao de outros países europeus, fruto do enfoque nas tecnologias mais maduras, nomeadamente, na eólica, e da aplicação de um sistema de tarifas feed-in competitivo

> O desenvolvimento da PRE-FER ao longo do período 2005-2010, implicou benefícios ao nível de custos evitados com importações de combustíveis fósseis 2) e de CO ,

5LIS-9970-08607-001-18.pptx

DIFERENCIAL DE CUSTO ENTRE PRE-FER E PRO(2005-2010)

Notas: 1) PRE-FER – Produção em regime especial, fonte de energia renovável; 2) Gás Natural e carvão; 3) PRO – Produção em regime ordinárioFonte: Roland Berger Strategy Consultants

ESPECIAL- PRE-FER(2005-2010)

ao nível de custos evitados com importações de combustíveis fósseis 2) e de CO2, de cerca de 2,5 mil M€ em termos acumulados, i.e., 400 M€/ano

> Os preços de electricidade em Portugal têm vindo a divergir face à média UE-27, nos segmentos doméstico e industrial, estando abaixo dos de Espanha (-20% no industrial; -9% no doméstico)

> A comparação do custo da PRE-FER com o da alternativa PRO 3) deverá considerar a visão económica dos custos de geração – que "internaliza" os custos e benefícios relacionados com a utilização dos dois tipos de geração, considerando o actual modelo de mercado grossista

> No período 2005-2010, aplicando a visão económica ajustada, o custo da PRE-FER é superior ao da PRO em cerca de +14 €/MWh (+110 M€/ano), abaixo do valor actualmente comunicado (+40 €/MWh; +330 M€/ano)


EVOLUÇÃO DA PRE-FER(2011-2030)

> Foram analisados três cenários de evolução da PRE-FER no período 2011-2030, perspectivando-se, em todos, um aumento da produção das FER

> A maior penetração da PRE-FER ao longo do período 2011-2030, implicará benefícios ao nível de custos evitados com importações de combustíveis fósseis 1) e de CO2, de cerca de 32 mil M€ em termos acumulados, i.e.,1,5 mil M€/ano

> Os cenários mais renováveis foram comparados com um cenário de "estagnação

6LIS-9970-08607-001-18.pptx

DIFERENCIAL DE CUSTO ENTRE PRE-FER E PRO(2011-2030)

> Os cenários mais renováveis foram comparados com um cenário de "estagnação da PRE-FER" – os resultados apontam para não haver vantagem neste último, considerando as diferenças de custo total de geração e a sensibilidade dos cenários à variação dos preços dos combustíveis fósseis

> A PRE-FER apresenta um custo económico inferior ao da PRO em dois dos cenários analisados – entre -8 e -2 €/MWh (-100 e -25 M€/ano); no cenário de maior penetração de renováveis verifica-se um custo superior - +3 €/MWh (+ 75 M€/ano). Os resultados agregados da PRE-FER são influenciados pelo mix de renováveis considerado 2)

> A análise do diferencial por tecnologia, apresenta dois tipos de PRE-FER – tecnologias mais maduras, como a eólica e a PCH 3) que apresentam um custo inferior ao da PRO no período analisado, em todos os cenários considerados; tecnologias menos maduras, como p.e. Solar 4), que apresentam um "sobrecusto" face à PRO ao longo do período analisado

Notas: 1) Gás Natural e carvão; 2) Investimento em PRE-FER nos três cenários, proporcional ao mix dos Planos Nacionais (PNAER em Portugal); 3) PCH – Pequenas Centrais Hídricas; 4) Considerou-se a "curva de evolução tecnológica" assumida pela AIE; futuros desenvolvimentos tecnológicos, no curto e médio prazo, poderão alterar as conclusões do estudo relativamente ao Solar

Fonte: Roland Berger Strategy Consultants


ANÁLISE DA POLÍTICA TARIFÁRIA

> Dos resultados da análise da actual política tarifária, destacam-se duas sugestões que implicam a alteração da actual metodologia de cálculo das componentes da tarifa: 1. Ajustar o custo de geração da PRO, passando a incluir a totalidade dos custos CAE e CMEC, para efeitos de cálculo do valor do diferencial face à PRE-FER; 2. Deduzir ao custo da PRE-FER o valor das licenças de CO2 vendidas pelo Estado aos operadores térmicos (a partir de 2013)


> A análise realizada à estrutura tarifária confirma que o actual défice tarifário não se deve a um desvio no custo da PRE-FER, mas sim ao aumento dos preços dos combustíveis fósseis

Conteúdo Página

A. Abordagem METODOLÓGICA do estudo 9

B. DESENVOLVIMENTO DA PRE-FER em Portugal no período 2005-2010 13

A

B

8LIS-9970-08607-001-18.pptx© 2011 Roland Berger Strategy Consultants

C. DIFERENCIAL DE CUSTO entre PRE-FER e PRO no período 2005-2010 42

D. Perspectivas de EVOLUÇÃO DA PRE-FER ATÉ 2030 52

E. DIFERENCIAL DE CUSTO entre PRE-FER e PRO ATÉ 2030 83

F. Análise crítica da POLÍTICA TARIFÁRIA 95

G. CONSIDERAÇÕES FINAIS 112

C

D

E

F

G

9LIS-9970-08607-001-18.pptx

A. Abordagem metodológica do estudo

O presente estudo pretendeu atingir 6 objectivos estruturantes para o desenvolvimento futuro do sector de electricidade em Portugal

PRINCIPAIS OBJECTIVOS A ATINGIR COM O ESTUDO

1. Clarificação dos benefícios e custos reais do actual sistema de incentivos às fontes de energia renovável em regime especial (PRE-FER 1))1

10LIS-9970-08607-001-18.pptx

2. Clarificação da metodologia de cálculo do diferencial de custo da PRE-FER face à PRO 2), considerando o actual modelo de mercado grossista

3. Sistematização de cenários de desenvolvimento da geração eléctricacom base em FER até 2030 3)

4. Sistematização de cenários de impacto da PRE-FER na tarifa de energia eléctrica

5. Elaboração de recomendações sobre regulação tarifária do sector eléctrico no que respeita a PRE-FER

5. Contribuição para a clarificação junto de diferentes audiências do impacto da PRE-FER

Notas: 1) PRE-FER – Produção em regime especial, fonte de energia renovável; 2) PRO – Produção em regime ordinário ; 3) Comparando com alternativas tecnológicas de origem térmica disponíveis ou previstas no período


2

3

4

6

5

O âmbito do Estudo compreendeu 5 dimensões

Âmbito do Estudo

HORIZONTE TEMPORAL

> Dois horizontes temporais:

GEOGRAFIAS

> Enfoque em Portugal

TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO

> Tecnologias de geração actualmente

FONTES DEINFORMAÇÃO

> Utilização de informação produzida

PÚBLICO ALVO

> Governo

11LIS-9970-08607-001-18.pptx

temporais:

– passado recente (2005–10)

– futuro a médio e longo prazo (2011–30)

> Mercado ibérico analisado - previsão da evolução do mercado grossista

> Avaliação de outros mercados relevantes - Espanha, França, Alemanha e Itália

geração actualmente existentes em Portugal

> Evolução do rendimento das tecnologias de acordo com o expectável

> Substituições de instalações actuais, de acordo com a vida útil esperada

informação produzida por organismos públicos credíveis

> Cálculo de todos os resultados do trabalho


> Legislador/ Regulador

> Especialistas/ líderes de opinião

> Promotores de energias renováveis

> Consumidores domésticos e industriais

> Comunicação social

Os entregáveis do Estudo estão divididos em duas categorias –uma interna (APREN) e outra para interlocutores externos

Principais entregáveis do Estudo

1. Relatórios/Apresentações endereçados às

ENTREGÁVEIS INTERNOS (APREN)INSTRUMENTOS DE COMUNICAÇÃO EXTERNA

1. Relatório final com resultados e conclusões do trabalho efectuado 11

1

12LIS-9970-08607-001-18.pptx

1. Relatórios/Apresentações endereçados às diferentes audiências

2. Apoio em reuniões com entidades relevantes no sector

3. Sessões de apresentação e discussão das conclusões, resultados, metodologias e fontes de informação utilizadas

4. Sessões de apresentação dos resultados a líderes de opinião e imprensa generalista

do trabalho efectuado

2. Conclusões do trabalho desenvolvido sobre o visão do consumidor e plano de comunicação

3. Disponibilização da informação recolhida junto de fontes públicas utilizadas no estudo


1

2

3

4

1

2

3

2

3

13LIS-9970-08607-001-18.pptx

B. Desenvolvimento da PRE-FER em Portugal no período 2005-2010

Desenvolvimento da PRE-FER em Portugal no período 2005-2010 -Principais conclusões

> O balanço da OPÇÃO POR ENERGIAS RENOVÁVEIS EM REGIME ESPECIAL (PRE-FER 1)) em Portugal no período 2005-2010 é GLOBALMENTE POSITIVO, fruto do ENFOQUE NAS TECNOLOGIAS MAIS MADURAS, nomeadamente, na EÓLICA

> As TARIFAS FEED-IN da PRE-FER em Portugal SÃO COMPETITIVAS em comparação com as de outros países Europeus:

> A TARIFA actual da EÓLICA (70 €/MWh) É A MAIS BAIXA DOS PAÍSES EUROPEUS analisados

1

14LIS-9970-08607-001-18.pptx

> A TARIFA actual da EÓLICA (70 €/MWh) É A MAIS BAIXA DOS PAÍSES EUROPEUS analisados

> Portugal apresenta em 2010, um VALOR MÉDIO DAS TARIFAS da capacidade PRE-FER em operação, 15% ABAIXO DA MÉDIA DOS PAÍSES ANALISADOS, resultante do maior peso da eólica no mix PRE-FER

> O desenvolvimento da PRE-FER implica benefícios ao nível de CUSTOS EVITADOS COM IMPORTAÇÕES DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS (gás natural e carvão) e de CO2 – cerca de 2.450 M€ ACUMULADO no período 2005-2010, i.e., 400 M€/ANO – aos quais acrescem OUTRAS EXTERNALIDADES POSITIVAS, como o seu contributo para o emprego, segurança de abastecimento do país e diversificação de fontes de energia primária 2)

> A evolução dos PREÇOS DE ELECTRICIDADE em Portugal DESDE 2003, situada ABAIXO DA MÉDIA DA UE-27, confirma o balanço positivo da política energética nacional na última década

2

3

4

Notas: 1) PRE-FER – Produção em regime especial, fonte de energia renovável; 2) A análise quantitativa de "outras externalidades" não está incluída no âmbito do presente estudoFonte: Roland Berger Strategy Consultants

A opção de Portugal por energias renováveis em regime especial está alinhada com a de outros países Europeus

Peso da PRE-FER 1) na potência total instalada no país 2) - excluindo cogeração FER[2010; Total PRE-FER/ Total Sistema; %]

42 26 4 14 10

Potência instaladaPRE-FER 1)

(GW)

1

15LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) Eólica, Solar, PCH, Biomassa e Geotérmica; 2) Valores de Alemanha e de Itália para 2009Fonte: REN; ERSE; CNE; GSE; EXX transparency; Federal Ministry for the Environment, Nature conservation and Nuclear Safety; Roland Berger Strategy Consultants

7%11%

25%25%31%

Ø 20%

(GW)

No entanto, ao contrário de outros países, Portugal centrou-se em energia eólica – restantes tecnologias representam cerca de 16%

9%11% 13%3%

3%4% 6%42 149

8%

26

15% 8%

4

Mix de capacidade da PRE-FER – Eólica, PCH 1), Solar, Biomassa e Geotérmica 2)

[2010; %; GW]

1

16LIS-9970-08607-001-18.pptx

Solar

PCH

Eólicas

Biomassa

Geotérmica

84% 75%62% 57%

43%

9%

22%

19%

3%24%

8%24%

15% 8%

4%

7%

Notas: 1) PCH – Pequenas Centrais Hídricas; 2) Valores de Alemanha, de Itália e de PCH para 2009; apenas existe informação pública disponível que compare os países nas 5 tecnologias apresentadas; as percentagens apresentadas correspondem apenas ao peso de cada tecnologia no total das 5 fontes

Fonte: REN; ERSE; CNE; GSE; EXX transparency; Environment, Nature and Nuclear Safety Ministry; Roland Berger Strategy Consultants

Portugal tem apresentado na energia eólica níveis médios de loadfactor superiores aos de outros países Europeus

Comparação de load factors de energia eólica[2006-2010; %]

24%25%

1

17LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: EREF; Federal Ministry for the Environment, Nature conservation and Nuclear Safety; CRE; CNE; GSE; REN; Roland Berger Strategy Consultants

Itália

16%

Alemanha

18%

França

19%

EspanhaPortugal

Ø 20

Por outro lado, Portugal tem actualmente a tarifa feed-in de eólica mais competitiva dos países analisados

Comparação de tarifas feed-in de eólica – valores de atribuição de nova capacidade[2010; €/MWh]

828292

2

18LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) Valor da tarifa feed-in média atribuída nos últimos concursos de 74 €/MWh – licenças atribuídas com descontos até 20% (tarifa feed-in de 60-70 €/MWh)Fonte: EREF; Federal Ministry for the Environment, Nature conservation and Nuclear Safety; CRE; CNE; GSE; REN; Roland Berger Strategy Consultants

70738282

Ø 80

Portugal 1)EspanhaItáliaFrançaAlemanha

146 78

Os valores médios das tarifas feed-in em Portugal estão 15% abaixo da média dos países analisados, fruto do maior peso da eólica no mix

EÓLICAS SOLAR BIOMASSA PCH

480 16188

MÉDIA DO MIX

TARIFA FEED-IN DE 70 €/MWh

Comparação de tarifas feed-in de PRE-FER 1) – valores médios da geração instalada[stock instalado em 2010; €/MWh]

2

19LIS-9970-08607-001-18.pptx

81

95

122

Ø 111 Ø 76

57

89

78

Ø 442

487

345

456

Ø 125

113

113

113

Ø 85

84

91

78

Notas: 1) Informação pública disponível apenas permite comparar os países nas tecnologias apresentadas; Fonte: ERSE; CNE; CRE; Roland Berger Strategy consultants

70 €/MWhatribuída nos

últimos concursos –convergência para um valor médio de 84 €/MWh

-15% + 7%

% Face à média dos países analisados

- 22% - 10% + 17%

Sistemas de incentivos em diferentes países – GeralFRANÇATarifa feed-in e concursos para grandes projectos• Para parques com potência < 12 MW, as

tarifas são garantidas por um período de 15-20 anos (eólica onshore, hídrica e solar)

• Para parques com potência > 12 MW

ESPANHATarifa feed-in e prémio• Não há limite temporal, no entanto, as tarifas fixas são reduzidas ao fim de 15, 20 ou 25 anos, consoante a tecnologia

• Produtores de electricidade podem escolher

Os incentivos às renováveis em Portugal (tarifa feed-in e prioridade de despacho) estão em linha com os de outros países Europeus

2 BACKUP

20LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: The support of electricity from renewable energy, Comissão Europeia; Roland Berger Strategy Consultants

• Para parques com potência > 12 MW(exceptuando energia eólica), atribuição feita através de concurso público qualificado

• Produtores de electricidade podem escolher uma tarifa fixa ou um prémio sobre o preço convencional da electricidade

• Empréstimos em condições especiais, incentivos fiscais e investimentos regionais estão disponíveis

ALEMANHATarifa feed-in• Tarifas garantidas durante 20 anos• Empréstimos em condições especiais

ITÁLIAGreen certificates (excepto fotovoltaico) e tarifas feed-in• Tarifas feed-in garantidas por 15 , 20 anos, consoante a tecnologia, diferenciadas por dimensão da instalação

• Sistema de quotas obrigatórias para produtores e importadores de electricidade

• Certificados de quotas emitidos durante 12 anos (excepto biomassa: 100% nos primeiros 8 anos e 60% nos 4 anos seguintes)

• Aumentos anuais em linha com o índice de preços de retalho

PORTUGALTarifa feed-in combinada com incentivos ao investimento• Tarifas garantidas por 15 , 20 anos, consoante a tecnologia

• A tarifa depende do tempo de geração de electricidade, da tecnologia renovável, dos recursos, e é corrigida mensalmente pela inflação

• Incentivos ao investimento até 40%

Sistemas de incentivos em diferentes países – EólicaFRANÇATarifa feed-in3)

• Eólica onshore: 15 anos> 0,082 €/kWh até 10 anos> 0,028 a 0,082 €/kWh entre 10 e 15 anos

• Eólica offshore: 20 anos> 0,13 €/kWh até 10 anos> 0,03 a 0,13 a €/kWh entre 10 e 20 anos

ESPANHATarifa feed-in para eólicas onshore1)

• Primeiros 20 anos> Tarifa fixa: 0,0732€/kWh> Prémio de referência: 0,0293€/kWh> Limite superior: 0,0849€/kWh

No caso da energia eólica, as tarifas feed-in variam normalmente em função do período do projecto

2 BACKUP

21LIS-9970-08607-001-18.pptx

> 0,03 a 0,13 a €/kWh entre 10 e 20 anos> Limite superior: 0,0849€/kWh> Limite inferior: 0,0713€/kWh

• Após 20 anos> Tarifa fixa: 0,0612€/kWh

ALEMANHATarifa feed-in4)

• Tarifa básica: 0,0502 €/kWh• Até 5 anos: 0,092 €/kWh• Tarifa para electricidade a partir de energia

eólica até 2014 deverá aumentar 0,005€/kWh

ITÁLIAGreen Certificates e tarifa feed-in5)

• Mais de 1 MW: 0,0824 €/kWh• Menos de 1 MW: 0,3 €/kWh• Duração de 15 anos

PORTUGALTarifa feed-in2)

• 0,074-0;075 €/kWh • 0,060-0,069 €/kWh com descontos 5-20%• Limite de 33 GWh ou 15 anos• Inclui 2,5% de receitas entregues às

Câmaras Municipais

Fonte: PNAER; CLER - Comité de Liaison Energies Renouvelables; Centre for Renewable Energy Fontes and Saving (CRES); MITYC – Secretaría de Estado de Energía; Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety – Renewable Energy

Notas: 1) Real Decreto 661/2007; 2) Decreto-Lei 225/2007; inclui 2,5% de receitas entregues às Câmaras Municipais; 3) Ministère de L'écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement; 4) Renewable Energy Sources Act of 25 October 2008; 5) Decreto 18, Dezembro 2008

Sistemas de incentivos em diferentes países – PCH (Pequenas Centrais Hídricas)FRANÇATarifa feed-in3)

• Contratos até 20 anos> 0,0607 €/kWh + prémio entre 0,005-0,025

€/kWh para pequenas instalações+ prémio max. 0,0168 €/kWh no Inverno segundo a regularidade da produção

ESPANHATarifa feed-in1)

• Hídrica até 10 MW potência> Limites: : 0,0652-0,0852 €/kWh> Primeiros 25 anos

- Tarifa fixa: 0,078€/kWh- Prémio de referência: 0,025€/kWh

As tarifas feed-in para PCH são atribuídas em função de escalões de potência

2 BACKUP

22LIS-9970-08607-001-18.pptx

- Prémio de referência: 0,025€/kWh> Após 25 anos:

- Tarifa fixa: 0,0702€/kWh- Prémio de referência: 0,0134€/kWh

• Hídrica até 50 MW potência> Primeiros 25 anos

- Tarifa fixa: 6,60 + 1,20 x [(50 - P) / 40], sendo P a potência instalada

- Prémio de referência: 0,021€/kWh- Limites: 0,0612-0,0800€/kWh

> Após 25 anos:- Tarifa fixa: 5,94 + 1,080 x [(50 - P) /

40], sendo P a potência instalada- Prémio de referência: 0,0134€/kWh


• Capacidade instalada até 5 MW> 0,1267€/kWh até 500 kW, > 0,0856€/kWh até 2 MW> 0,0765€/kWh até 5 MW

• Capacidade instalada superior 5 MW> 0,0729€/kWh até 500 kW, > 0,0632€/kWh até 10MW> 0,058€/kWh até 20 MW> 0,0434€/kWh até 50 MW> 0,035€/kWh se superior a 50 MW

ITÁLIAGreen Certificates e tarifa feed-in5)

• Mais de 1 MW: 0,0824 €/kWh• Menos de 1 MW: 0,22 €/kWh• Duração de 15 anos


• Até 10 MW: 0,075-0,077 €/kWh• Limite de 52 GWh ou 20 anos

(em casos excepcionais 25 anos)


Notas: 1) Real Decreto 661/2007; 2) Decreto-Lei 225/2007; inclui 2,5% de receitas entregues às Câmaras Municipais; 3) Ministère de L'écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement; 4) Renewable Energy Sources Act of 25 October 2008; 5) Decreto 18, Dezembro 2008

As tarifas feed-in de solar na França, Alemanha e Itália são distintas por tipo de fim (edifício ou outros)

Sistemas de incentivos em diferentes países – Solar

ESPANHATarifa feed-in1)

• Registo ate Set-2008: > Tarifa por 25 anos: 0,23-0,44 €/kWh,

conforme o tamanho> A partir do 26º ano: 0,184-0,352 €/kWh,

FRANÇATarifa feed-in até 20 anos3)

• Edifícios: 0,44, 0,51 ou 0,58 €/kWh (consoante utilização)

• Outras Continental: 0,37 €/kWh• Outras: DOM, Mayotte: 0,352 €/kWh• Metropole: 0,276 €/kWh (pode variar entre

+0-20%, dependendo das horas de sol)

2 BACKUP

23LIS-9970-08607-001-18.pptx

> A partir do 26º ano: 0,184-0,352 €/kWh, conforme o tamanho

• Registo depois de Set-2008: até 25 anos: 0,32-0,34 €/kWh, conforme o tamanho

+0-20%, dependendo das horas de sol)


• Telhado: 0,33-0,430 €/kWh, decréscimo de 8-10%, >1 MW

• Solo: 0,319 €/kWh, decréscimo 9-10%• Redução adicional de tarifas em 1% se a

capacidade exceder 15% do total

ITÁLIATarifa feed-in5)

• Não integrada em edifícios> 1 kW<P<3 kW: 0,392 €/kWh> 3 kW<P<20 kW: 0,372 €/kWh > P>20 kW: 0,353 €/kWh

• Integrada em edifícios> 1 kW<P<3 kW: 0,480 €/kWh> 3 kW<P<20 kW: 0,451 €/kWh> P>20 kW: 0,431 €/kWh

• Duração de 20 anos


• Superior a 5 kW: 0,31-0,317 €/kWh• Inferior a 5 kW: 0,450 €/kWh• Limite 21 GWh ou 15 anos


Notas: 1) Real Decreto 661/2007; 2) Decreto-Lei 225/2007; inclui 2,5% de receitas entregues às Câmaras Municipais; 3) Ministère de L'écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement; 4) Renewable Energy Sources Act of 25 October 2008; 5) Decreto 18, Dezembro 2008; P="Potência"

As renováveis em regime especial têm vindo a incrementar o seu contributo para o total de produção do sistema eléctrico nacional

Mix de geração do sistema eléctrico nacional [GWh; %]2003 2010

TOTAL RENOVÁVEL= 39%

TOTAL RENOVÁVEL= 52%

3

24LIS-9970-08607-001-18.pptx

5%

5%

34%

Importações e bombagemPRE-NFER

4%

PRO Térmica52%

PRE-FER

PRO Hídrica

Nota: PRO – Produção em regime ordinário; PRE – Produção em regime especialFonte: REN; ERSE; Roland Berger Strategy Consultants

RENOVÁVEL= 39% RENOVÁVEL= 52%

5%10%

24%

28%

Importações e bombagemPRE-NFER

PRO Térmica33%

PRE-FER

PRO Hídrica

As renováveis em regime especial evitaram 2.050 M€ de importações de combustíveis fósseis entre 2005 e 2010 (≈ 500 M€/ano desde 2008)…

PRE-FER[TWh]

4,0 5,9 6,9 8,5 10,8 13,4

Custo evitado com importações de combustíveis fósseis devido à PRE-FER[2005-2010; M€]

3

25LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: DGEG; BP; Roland Berger Strategy Consultants

Ø 340151

335

487

11790

182

2005

41

214

2006

75

2007

273

145

68Gás natural

Carvão

2010

514

384

130

2009

439

329

110

2008

CUSTO TOTAL IMPORTAÇÕES EVITADAS NO PERÍODO 2005-2010 = 2.043 M€

…tendo, igualmente, evitado 400 M€ relativos a custos de CO2

21 17 1 18 13 14

Custo evitado com licenças de CO2 devido à PRE-FER[2005-2010; M€]

CO2

[EUR/Ton]

Forte desvalorização

3

26LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: ERSE; Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants

63

2005

46

2008

89

2007

3

2006

Ø 67

2010

112

2009

88

CUSTO TOTAL EVITADO NO PERÍODO 2005-2010 ≈ 400 M€

Forte desvalorização das licenças de CO2

0,24DIMINUIÇÃO DOS PREÇOS REAIS

AUMENTO DOSPREÇOS REAIS

Apesar da inversão registada a partir de 2004, os custos em termos reais com energia eléctrica são hoje mais baixos do que em 1990

Custo médio da energia eléctrica consumida em Portugal[1990-2010; preços constantes de 2010; €/MWh]

> A REDUÇÃO DOS PREÇOS REAIS DA ELECTRICIDADE consumida verificada na

4

27LIS-9970-08607-001-18.pptx

0,00

0,06

0,12

0,18

1990 1995 2000 2005 2010

Média tensão

Muito altatensão

Baixa tensãonormal

PREÇOS REAIS PREÇOS REAIS

Fonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants

consumida verificada na década de 90 PROLONGOU-SE ATÉ 2003

> Retirando o efeito da inflação, o CONSUMIDOR DOMÉSTICO paga actualmente MENOS 20% DO QUE PAGAVA HÁ 20 ANOS ATRÁS

> Os CONSUMIDORES INDUSTRIAIS têm REDUÇÕES NA ORDEM DOS 40%

Entre 2003 e 2010, a subida do preço da electricidade para o segmento doméstico tem sido menor que a verificada noutras utilities

Benchmarking preços de utilities[∆ 2003-2010; 2003=base 100; €]

187

CAGR03-10 [%]

9% 7% 7% 5% 5% 4% 4% 3% 3% -0,3%

4

28LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) Passe mensal Metropolitano Lisboa; 2) Evolução 2002-2009 do preço médio das concessões municipais de água; 3) Tarifa baixa tensão normal; 4) Portagem Lisboa-Porto;Fonte: ERSE; DGEG; ANACOM; Entidade Reguladora dos Serviços de Águas e Resíduos; Roland Berger Strategy Consultants

98120123132135142142

156162

187

GPL Automóvel

Gasolina s/chumbo 95

Ø 140

Gás NaturalPortagens4)Electrici-dade3)

(BTN)

Água2)Gasolina s/chumbo 98

Transportes1)GasóleoGasóleo aquecimento

Os preços da electricidade em Portugal encontram-se abaixo dos praticados na generalidade dos países da UE-27

Preços do segmento industrial 1)

[consumo: 500<MWh<2.000; EUR/MWh]

Irlanda 112

Espanha 117

CAGR 08/10

+7%

-9%

Preço do segmento doméstico, comércio e serviços 2)

[consumo: 2.500<kWh<5.000; EUR/ MWh]CAGR 08/10

-1%

+5%238

267

Alemanha

Dinamarca

Preços de electricidade na EU-27 - escalões de consumo de referência [2010]

4

29LIS-9970-08607-001-18.pptx

75

94

94

95

99

Portugal

Dinamarca

Grécia

Reino Unido

Holanda 104

112

Irlanda 112

França

UE-27 104

Bélgica 106

Alemanha

Notas: 1) Preços com impostos, excluindo IVA; 2) Preços com impostos, incluindo IVA; 3) Diferencial face à UE-27Fonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants

-9%

+3%

+2%

+2%

+2%

-2%

+3%

-1%

+2%

+9%

+5%

-3%

-3%

+9%

-2%

+2%

+3%

-5%

+2%

+5%118

126

139

158

168

170

173

180

196

238

Grécia

França

Reino Unido

Portugal

UE-27

Holanda

Espanha

Alemanha

Irlanda

Bélgica

(-10%)3)

(-6%) 3)

8

9

10

Industriais 1)

Crescimento médio dos preços de electricidade por segmento [2005-2010; CAGR; %]

Nos últimos 5 anos, os preços de electricidade em Portugal divergiram relativamente à média da UE-27 e a Espanha

> PORTUGAL apresentouREDUZIDOS NÍVEIS DE Países que

4

30LIS-9970-08607-001-18.pptx

0

1

2

3

4

5

6

7

-4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Doméstico, comércio e serviços 2)

Notas: 1) Preços excluindo IVA e outros impostos recuperáveis para consumidor-tipo (consumo anual de 1.250 MWh até 2007, e entre 500 MWh e 2.000 MWh)2) Preços incluindo IVA e outros impostos para consumidor-tipo (consumo anual de 3.500 kWh até 2007, e entre 2.500 kWh e 5.000 kWh)

Fonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants

REDUZIDOS NÍVEIS DE CRESCIMENTO dos PREÇOS DA ELECTRICIDADE ao longo dos ÚLTIMOS 5 ANOS (+3%)…

> …ABAIXO dos verificados emESPANHA, REINO-UNIDO E UE-27

Países que melhoraram a sua competitividade

Países que pioraram a sua competitividade

Os preços da electricidade em Portugal têm-se mantido abaixo dos praticados na média da Europa e em Espanha

Evolução do preço da electricidade por segmento e país [2007-2010; EUR/MWh]

180

SEGMENTO INDUSTRIAL 1) SEGMENTO DOMÉSTICO, COMÉRCIO E SERVIÇOS 2)

130

4

31LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) Escalão de consumo anual entre 500 e 2.000 MWh; 2) Escalão de consumo anual entre 2.500 e 5.000 kWh; Fonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants

120

130

140

150

160

170UE-27

Espanha

Portugal

2010S12009S22009S12008S22008S12007S270

80

90

100

110

120Espanha

Portugal

2010S12009S22009S12008S22008S12007S2

UE-27

Os preços da electricidade no segmento industrial são inferiores à média da UE-27 e Espanha em todos os escalões de consumo

Ranking do preço da electricidade no segmento industrial[2010; EUR/MWh; ranking 1-101)]

(181) (139) (117) (93) (84) (77)

(4º) (1º) (1º) (5º)

4 BACKUP

32LIS-9970-08607-001-18.pptxNota: 1) Países seleccionados: Espanha, Irlanda, Alemanha, Bélgica, Holanda, Reino Unido, Grécia, Dinamarca, Portugal e França; 2) Escalão de referência do EurostatFonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants

Até 20 MWh Entre 20 MWhe 500 MWh

Entre 500 MWh e 2.000 MWh 2)

Entre 2.000 MWhe 20.000 MWh



(181) (139) (117) (93)

(76) (68)(164)

(123) (104) (91)

(84) (77)

(118) (94) (80) (67) (52)

(7º) (6º)

(10º) (10º)(6º) (9º) (9º)

(5º)

Peso da banda em Portugal

12% 35% 16% 22% 10% 5%

Os preços de electricidade nacional para industriais 1) são 20% mais baixos que em Espanha e 10% que na UE-27 – (escalão de referência)

Preços no segmento industrial por escalão 2) [EUR/MWh; 2010]

CAGR08-10

Até 20 MWhEntre 20 MWhe 500 MWh

Entre 500 MWhe 2.000 MWh 2)




CAGR08-10

CAGR08-10

CAGR08-10

CAGR08-10

CAGR08-10

+15% +7% +7% +4% +1% +1%Espanha 181 139 117 93 76 68

BACKUP4

33LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) Preços com impostos, excluindo IVA; 2) Escalão de consumo >150.000 MWh sem expressividade; 3) Escalão de referência do EurostatFonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants

+15%

-1%

+3%

-3%

+3%

-1%

+3%

+8%

-4%

+3%

+1%

+7%

-4%

+2%

-5%

+2%

+1%

+1%

+4%

-2%

+4%

+7%

+7%

-9%

+3%

+2%

+2%

+2%

-2%

+3%

-1%

+2%

+8%

+4%

-18%

+2%

-0%

+1%

-1%

-4%

+4%

-1%

-1%

+11%

+1%

-19%

-1%

-0%

+1%

-1%

-5%

+4%

-2%

-1%

+10%

+1%

-25%

-2%

-1%

-1%

-3%

-7%

-0%

-2%

-8%

+6%

Portugal

Dinamarca

Grécia

Reino Unido

Holanda

UE-27

Bélgica

Alemanha

Irlanda

Espanha

França

157

192

160

183

141

155

186

164

164

181

111

137

131

129

139

117

118

101

118

123

139

95

112

112

106

104

99

95

94

94

104

117

75

84

99

94

93

87

83

93

80

91

93

71

76

88

81

83

83

75

85

67

84

76

74

56

82

72

83

81

65

84

52

77

68

64

(173) (160) (156)(387) (198)

Os preços da electricidade no segmento doméstico são inferiores à média da UE-27 e Espanha para cerca 75% do consumo total

Ranking do preço da electricidade no segmento doméstico, comércio e serviços[2010; EUR/MWh; ranking 1-101)]

(2º) (5º) (5º)

BACKUP4

34LIS-9970-08607-001-18.pptx

(173)

(168)

(158)

(160)

(155)

(144)

(143)

(156)

(137)

(387)

(338)

(245)

(198)

(180)

(179)

Entre 1.000 kWh e 2.500 KWh

Entre 2.500 kWh e 5.000 2) kWh

Entre 5.000 kWh e 15.000 kWh

Maior do que15.000 kWh

Até 1.000 kWh

(4º) (6º) (6º) (6º)

(7º) (8º)(7º)

Nota: 1) Países seleccionados: Espanha, Irlanda, Alemanha, Bélgica, Holanda, Reino Unido, Grécia, Dinamarca, Portugal e França; 2) Escalão de referência do EurostatFonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants

Peso da banda em Portugal

4% 23% 37% 29% 7%

Os preços de electricidade nacional para domésticos 1) são 9% mais baixos que em Espanha e 6% que na UE-27 – (escalão de referência)

Preços no segmento doméstico, comércio e serviços por escalão [EUR/MWh; 2010]Entre 1.000 kWh e 2.500 kWh

Entre 2.500 kWh e 5.000 kWh 2)

Entre 5.000 kWh e 15.000 kWh

Maior do que 15.000 kWh

CAGR08-10

CAGR08-10

CAGR08-10

CAGR08-10

CAGR08-10

Até 1.000 kWh

-0% -0% -1% -2% -2%297 297 267 232 232Dinamarca

BACKUP4

35LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) Preços com impostos, incluindo IVA; 2) Escalão de referência do EurostatFonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants

n.d.

-0%

+3%

-4%

-7%

+12%

n.a.

-1%

-0%

-5%

-21%

+2%

-0%

+4%

-2%

-3%

+8%

-16%

+2%

+2%

-4%

+0%

+6%

-1%

+5%

-3%

-3%

+9%

-1%

+2%

+3%

-5%

+2%

+5%

-2%

+5%

-3%

-3%

+7%

+3%

+3%

+3%

-5%

+3%

+3%

-2%

+6%

-7%

-3%

+5%

-4%

+3%

+5%

-9%

+3%

+5%

297

366

293

403

147

143

387

248

338

118

297

262

221

211

99

148

142

198

179

180

103

267

238

196

180

170

139

126

173

168

158

118

232

224

173

161

211

124

112

155

160

144

137

232

218

145

140

173

112

108

143

156

137

168

Dinamarca

Alemanha

Bélgica

Irlanda

Espanha

Holanda

UE-27

Portugal

Reino Unido

França

Grécia

Características dos Focus Group

Foram realizadas 4 sessões de Focus Group, envolvendo um total de 32 participantes, tendo sido debatidos todos os temas relevantes

METODOLOGIA QUANTITATIVA

2h30mRB

Composição grupos Ferramentas Duração

MATERIAL DE ESTÍMULO

GUIÃO DE COORDE-

SLIDES DE SUPORTE

4

36LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants

TARGET DA AMOSTRA

30-65anos

Faixa etáriaLocalização

Grau profissionalSexo

2h30mRB

• 8 pessoas• 4 reuniões de grupo

(32 participantes)• Guião de coordenação• Slides de suporte

Mais elevado Mais baixo

Lisboa Porto

COORDE-NAÇÃO

SUPORTE

GESTÃO DA SESSÃO

> Introdução de cada tema de uma forma direccionada(slides de suporte)

> Colocação de questões relevantes e promoção do debate

> Confrontação do grupo com informação real> Enfoque do debate na discussão e entendimento de temas chave, procurando evitar perguntas abertas que se centrassem na avaliação dos níveis de conhecimento sobre o sector

Dos Focus Groups realizados, resultaram um conjunto de conclusões que deverão ser consideradas na comunicação à opinião pública

Conclusões dos Focus Group (1/2)

ELEVADO ORGULHO DO CONSUMIDOR NA

OPÇÃO DO PAÍS PELAS RENOVÁVEIS

> CONSUMIDOR sente ORGULHO na opção do País pelas ENERGIAS RENOVÁVEIS, dada a VISIBILIDADE que esta opção PROPORCIONAjunto de outras ECONOMIAS MUNDIAIS

4

37LIS-9970-08607-001-18.pptx

PELAS RENOVÁVEIS

MAIOR CLARIFICAÇÃO IMPLICA MAIOR

APOIO ÀS RENOVÁVEIS

DISPONIBILIDADE DO CONSUMIDOR PARA PAGAR UM CUSTO ADICIONAL PELAS

RENOVÁVEIS

> CONSUMIDOR depois de CLARIFICADO acerca de um conjunto de aspectos chave sobre as renováveis, expressa MAIOR APOIO a esta fonte energética

> Apresentação do REAL CONTRIBUTO das renováveis para o AUMENTO DA FACTURA poderá ser considerado ACEITÁVEL - disponibilidade para pagar 2 €/MÊS ADICIONAIS para financiar ENERGIAS RENOVÁVEIS

Fonte: Focus Groups realizados em Março de 2011; empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants

Os consumidores têm uma noção próxima da realidade sobre que bens e serviços têm apresentados maiores subidas de preços

> MAIOR SENSIBILIDADE a aumentos de preço em FACTURAS DE MAIOR VALOR ABSOLUTO

Combustíveis

1º

2º

Combustíveis

Subida da factura eléctrica vs. outros bens e serviços [2007-2010]CONCLUSÕES

Combustíveis

4

38LIS-9970-08607-001-18.pptx

Gás natural

Água

> ELECTRICIDADE considerada de MAIS DIFÍCIL OPTIMIZAÇÃO que a água

> SURPRESA quando apresentados os AUMENTOS REAIS – melhoria da opinião sobre o custo da electricidade

> Focus Group do PORTO revelou uma percepção de que o GÁS NATURAL TEM VINDO A AUMENTAR MAIS que a electricidade

Electricidade

Transportes

Electricidade

Gás natural

Focus GroupsLisboa

Real

2º

3º

4º

5º

Água

Transportes

Fonte: Empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants

Rat

ing

subi

da d

e pr

eço

Electricidade

Gás natural

Focus GroupsPorto

Água

Transportes

Os consumidores têm sensibilidade aos aumentos do preço da electricidade – 5% tido como referência

> AUMENTOS DE 4% são ACEITÁVEIS e correspondem ao apresentado pela

6,0%

4,0%Subida

Subida da factura mensal real de electricidade [2007-2010] CONCLUSÕES

REAL

4

39LIS-9970-08607-001-18.pptx

correspondem ao apresentado pela comunicação social, mas IMPLICAM UM ESFORÇO VISÍVEL

> 5% como "BARREIRA PSICOLÓGICA", limite ACIMA do qual é EXCESSIVO (ou "inaceitável")

> Pagar 1-2 EUROS A MAIS de electricidade por mês é considerado ACEITÁVEL, todavia exigem maior CLARIFICAÇÃO DO AUMENTO da factura

4,0%2,5%

€ 2,5€ 2,0

€ 1,5

Subida percentual[%]

Subida euros[EUR]

Reduzido Aceitável Excessivo

REAL


Dos Focus Groups realizados, resultaram um conjunto de conclusões que deverão ser consideradas na comunicação à opinião pública

Conclusões dos Focus Group (2/2)

EXCESSIVA ASSOCIAÇÃO ENTRE

GOVERNO E RENOVÁVEIS É PENALIZADORA

> OPÇÃO PELAS RENOVÁVEIS considerada como bandeira política do ANTERIOR GOVERNO e, portanto, com uma PERCEPÇÃO NEGATIVA

4

40LIS-9970-08607-001-18.pptx

PENALIZADORA

FALTA DE VISIBILIDADE DE

OUTROS AGENTES DE RENOVÁVEIS

> VISÃO NEGATIVA DOS CONSUMIDORES SOBRE A EDP, dados os elevados lucros e conotação de "monopolista"

> NÃO PERCEPÇÃO DOS CONSUMIDORES sobre a existência de OUTROS OPERADORES DE RENOVÁVEIS

COMUNICAÇÃO AJUSTADA AO PÚBLICO-ALVO

> Utilização de DIFERENTES MEIOS DE COMUNICAÇÃO paraDIFERENTES PÚBLICOS-ALVO parece ter maior potencial na EFICÁCIA DA COMUNICAÇÃO


Dos Focus Group resultaram um conjunto de temas cuja comunicação adequada poderá ajudar a clarificar a opinião pública

Proposta de temas chave para análise conjunta com agência de comunicação

Contributo das renováveis para a produção total

Custos e

> Peso das renováveis na produção de electricidade> Peso de cada fonte de geração renovável no total

> Comparação de custos vs benefícios das renováveis (visão

Clarificar o contributo de cada tecnologia renovável para o sistema, evitando

associações negativas com tecnologias marginais

Realçar os benefícios em

4

41LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants

Custos e benefícios das renováveis

Evolução dos preçosda electricidade

Custo das renováveis para o consumidor

Outros> Contributo das renováveis para o défice tarifário> Clarificação de conceitos técnicos importantes> Quota de mercado dos diferentes operadores de FER

> Desagregação do custo de geração por fonte energética> Evolução dos preços dos combustíveis fósseis vs. renováveis> Peso das renováveis na factura mensal da electricidade (por fonte)

> Comparação de custos vs benefícios das renováveis (visão abrangente, incluindo custos evitados)

> Peso do petróleo na produção de electricidade

> Subida do preço da electricidade em Portugal vs Europa> Subida do preço da electricidade vs. outros bens e serviços> Contributo das renováveis para a subida do preço da electricidade

Realçar os benefícios em contraposição aos custos, habitualmente apontados

às renováveis

Comunicar a evolução dos preços face a benchmarks internacionais e outros

bens e serviços

Clarificar o contributo das renováveis para a subida dos preços da electricidade

Evitar associações negativas das renováveis

42LIS-9970-08607-001-18.pptx

C. Diferencial de custo entre PRE-FER e PRO no período 2005-2010

Diferencial de custo entre PRE-FER e PRO no período 2005-2010 –Principais conclusões

> A COMPARAÇÃO DO CUSTO DA PRE-FER COM O DA ALTERNATIVA PRO 1) deve considerar a VISÃO ECONÓMICA DOS CUSTOS DE GERAÇÃO – que "internaliza" os custos e benefícios relacionados com a utilização dos dois tipos de geração, considerando o actual modelo de mercado grossista – e NÃO A VISÃO FINANCEIRA actual, que compara directamente a tarifa feed-in (custo médio da PRE-FER) com o preço de mercado grossista (que não reflecte a totalidade dos custos das

1

43LIS-9970-08607-001-18.pptxNota: 1) PRO – Produção em regime ordinárioFonte: Roland Berger Strategy Consultants

médio da PRE-FER) com o preço de mercado grossista (que não reflecte a totalidade dos custos das tecnologias PRO)

> Aplicando a visão económica ajustada, o CUSTO DA PRE-FER É SUPERIOR AO DA PRO no período2005-2010 - cerca de +14 €/MWh (+110 M€/ANO), estando abaixo do valor de +40 €/MWh(+330 M€/ano), calculado na visão financeira actual

> O CUSTO ADICIONAL da PRE-FER no período 2005-2010 está ABAIXO DO VALOR DE 2€/MÊS, considerado pelo consumidor doméstico como LIMITE ACEITÁVEL DE SUBIDA DA FACTURA MENSAL COMO RESULTADO DA OPÇÃO PELAS ENERGIAS RENOVÁVEIS – assumindo que a PRE-FER se encontra numa fase desenvolvimento e que a prazo se verificará um benefício superior

2

3

A visão económica dos custos de geração pressupõe vários ajustamentos ao custo da PRE-FER e da PRO

Ajustamentos ao custo de geração – metodologia de cálculo aplicada a 2005-2010

CUSTOPRO

Custo Geração + Sobrecusto + Terrenos CentraisPreço de mercado + Custo de CO21) Custo de geração

1

44LIS-9970-08607-001-18.pptx

Custo Geração ajustado

+ Sobrecusto CAE e CMEC

+ Terrenos CentraisPreço de mercado grossista

+ Custo de CO2 Custo de geração económico PRO

CUSTOS – NÃO REFLECTIDOS NA

ESTRUTURA TARIFÁRIA

AJUSTAMENTOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA (PROVEITOS PERMITIDOS)

Notas: 1) Aplica-se apenas ao período 2005-2010 - anos em que o preço do mercado grossista ("pool") não reflectiu o custo de oportunidade do CO2; 2) imputados à PRE-FER em função da energia; benefício líquido de ajustamento do sobrecusto CAE e CMEC; 3) 4% geração PRE-FER (excl. 30% eólica); 4) Contrapartidas pagas ao Estado aquando do concurso de atribuição de capacidade, e que, se repercutido no sistema eléctrico, poderia reduzir a tarifa atribuída; 5) Custo das fontes controláveis PRO necessárias para garantir a segurança do abastecimento do sistema, dada a não controlabilidade das fontes PRE-FER; actual "garantia de potência" definida na lei, considerada como custo do sistema, não imputada na análise comparativa de tecnologias de geração

Fonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants

- Efeito ordem de mérito 2)

+ Custo backup da PRE-FER 5)


- 2,5% municípios(eólica)

- Contrapartidas do Estado 4)

Tarifa feed-in Custo de geração

económico PRE-FER

- Perdas transporte

(evitadas) 3)

CUSTOPRE-FER


BENEFÍCIOS (CUSTOS EVITADOS) E CUSTOS – NÃO REFLECTIDOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA

Foram analisadas alternativas de imputação do Sobrecusto CAE e CMEC – à PRO, Sistema ou Nova capacidade pós CAE e CMEC

ALTERNATIVAS DE IMPUTAÇÃO DOS CAE E CMECCUSTO DE GERAÇÃO

Diferencial PRE

Imputação do CAE e CMEC

1

Sobrecusto CAE e CMEC como Custos

> Custos que resultam da capacidade de geração em regime ordinário

> Custos fixados em acordos bilaterais estabelecidos com operadores

1

45LIS-9970-08607-001-18.pptx

Custo Energia

Sobrecusto CAE

CMEC

Diferencial PRE

Ano N

Sobrecustos CAE e CMECcorresponde à remuneração da

capacidade não utilizada, de acordo com a legislação

CMEC como Custos de geração PRO

2

Sobrecusto CAE e CMEC como Custos do sistema

3

Sobrecusto CAE e CMEC como Custos resultantes da nova capacidade (pós CAE e CMEC)

operadores> Remuneração proveniente dos acordos beneficia os operadores em regime ordinário

> Custo variável e finito no tempo – não imputação directa assegura maior comparabilidade dos custos de geração (numa perspectiva de mercado de energia)

> Custo fixado pelo Governo, que resulta de opções de política energética

> Nova capacidade instalada (após constituição dos CAE e CMEC) retira utilização às centrais antigas, dada a prioridade de despa-cho da PRE (FER e NFER) e maior competitividade da nova PRO

> Não aproveitamento de capacidade existente remunerada, é um custo para o consumidor da aposta em nova capacidade


Sobrecustos (perspectiva da actual regulação)

De modo a assegurar a comparabilidade entre custos de geração PRO vs PRE, as alternativas 2 e 3 foram excluídas

Racional para exclusão das alternativas

SELECÇÃO

2

Sobrecusto CAE e CMEC como ✗✗✗✗

RACIONAL DA DECISÃO

> Os custos dos CAE eram considerados como custo de energia PRO antes de 2007 (ano de criação dos CMEC)

> O actual custo de energia de referência PRO (custo de aquisição da CUR) não

1

46LIS-9970-08607-001-18.pptx

CMEC como Custos do sistema

3

Sobrecusto CAE e CMEC como Custos resultantes da nova capacidade (pós CAE e CMEC)

✗✗✗✗

✗✗✗✗

> O actual custo de energia de referência PRO (custo de aquisição da CUR) não reflecte um "verdadeiro" preço de mercado comparável

> A comparabilidade dos custos de geração PRO vs PRE devem considerar a totalidade dos custos de geração de cada tecnologia, reflectindo os acordos existentes no mercado

> Não controlabilidade e sazonalidade do sistema será primeiro coberta por novas centrais do que pelas em regime CAE e CMEC, por serem mais eficientes

> Custos fixados em acordos bilaterais, independentes dos investimentos em nova capacidade, nomeadamente nas energias renováveis

> Substituição de CAEs por CMECs alterou o seu perfil de imputação de custos -maior peso dos custos no futuro – não sendo um referencial correcto para o cálculo de eventuais custos de backup


O custo de backup das renováveis foi estimado em torno dos EUR 6-8/ MWh para o período em análise

Custo de backup das renováveis

DEFINIÇÃO

> Custo das fontes controláveis PRO necessárias para garantir a segurança do abastecimento do sistema dada

AVALIAÇÃO

> Reserva operacional de renováveis:

– 1,0-1,5 GW em 2010

A Roland Berger não se responsabiliza pela ocorrência e veracidade dos valores futuros apresentados – estes resultam de um conjunto de hipóteses e fontes públicas

utilizadas no contexto desta colaboração

1

47LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: REN; Roland Berger Strategy Consultants

garantir a segurança do abastecimento do sistema dada a não controlabilidade das fontes renováveis

> Custo de back-up inclui (CCGT usada como referência):

– custos fixos de operação e manutenção, pessoal, seguros e administrativos adicionado de uma…

– …margem que garanta ao promotor o retorno do investimento realizado

> A segurança do abastecimento é quantificada pelo operador de Rede através de uma reserva operacional necessária, em função da capacidade existente de renováveis

– 1,0-1,5 GW em 2010

– 2,0-2,5 GW em 2020

– 2,8-3,2 GW em 2030

> Load factor CCGT 50%; Vida útil 20 anos

> Custo fixo + margem da CCGT = EUR 15/ MWh

> Cenários de capacidade e produção de renováveis (A, B e C) assumidos no modelo MEG

> Custo backup das renováveis = EUR 6-8/ MWh

Na visão económica, em anos de subida de preços de combustíveis fósseis (p.e. 2008), a PRE-FER apresenta um benefício face à PRO

> A VISÃO ECONÓMICA apresenta uma maior PROXIMIDADE ENTRE OS CUSTOS DA PRO E DA PRE-FER no período 2005-2010

> No ano 2008 a PRE-FER

SUBIDA DOS PREÇOS DE

COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS

Evolução da visão económica do custo unitário de geração – PRE-FER vs PRO[2005-2010; €/MWh]

2

48LIS-9970-08607-001-18.pptx

> No ano 2008 a PRE-FERapresentou um BENEFÍCIO FACE À PRO - custo unitário mais baixo

> 2009 e 2010 foram dois anos com PREÇOS BAIXOS DE GÁS NATURAL (DECOUPLING), tendo o diferencial de custo PRE-FERaumentado

> CUSTO MÉDIO DAS RENOVÁVEIS é MAIS ESTÁVEL, ao contrário do da PRO, que apresenta maior flutuação ao longo do período

Nota: 1) Valor estimado do ajustamento de t-2 do CAE e CMEC (ERSE)Fonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants

ANOS COM PREÇOS BAIXOS DE


PRE-FER PRO

85849188

8275

6271

92

61

7871

2009 2010 1)20062005 2007 2008

No período 2005-2010, a PRE-FER apresenta um custo adicional face à PRO - na visão económica é de 14 €/MWh (111 M€/ano)

Diferencial de custo da PRE-FER vs PRO [2005-2010]DIFERENCIAL DE CUSTO UNITÁRIO MÉDIO (€/MWh)

11% 8% 4%∆ custo geração [%] -4%-3%

DIFERENCIAL FACTURA MENSAL MÉDIA 1) (€/MÊS)

5,5

CUSTO ADICIONAL PRE-FERABAIXO DO VALOR DE 2€, considerado como limite

aceitável de subida da factura

2 3

49LIS-9970-08607-001-18.pptx

ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO

14

28

-14

40

-12

Notas: 1) Factura média no valor de EUR 41/mês; 2) Custo PRE-FER ajustado = Tarifa feed-in – 2,5% (eólicas); 3) Custo PRO ajustado = Preço Mercado Grossista + Terrenos Centrais + Sobrecusto CAE e CMEC; 4) Custo PRE-FER económico = Custo PRE-FER ajustado – Efeito ordem de mérito – perdas de transporte (evitadas) – Contrapartidas do Estado + Custo backup; 5) Custo PROeconómico = Custo PRO ajustado + Custo CO2 (apenas em anos no período 2005-2010 que não reflectem o custo oportunidade no preço de mercado grossista)



5,5

-1,73,8

1,9-1,9

329 228 111-117-101

aceitável de subida da factura mensal pelo consumidor

doméstico

Diferencial de custo médio anual [M€/ano]

Tarifa feed-in–

Preço Mercado Grossista

Na visão económica, o DIFERENCIAL DE CUSTO DA PRE-FER REDUZ-SE

em 26 €/MWh

Custo PRE-FERajustado 2)

–Custo PRO ajustado 3)

Custo PRE-FEReconómico 4)

–Custo PRO económico 5)

Tarifa feed-in–


Custo PRE-FERajustado 2)

–Custo PRO ajustado 3)

Custo PRE-FEReconómico 4)

–Custo PRO económico 5)

Na visão económica a eólica e a PCH apresentam no período 2005-2010 um custo adicional face à PRO de 13 e 10 €/MWh, respectivamente

Diferencial de custo unitário médio da PRE-FER vs PRO - visão por tecnologia (1/2)[2005-2010; €/MWh]

EÓLICA

7% 5% 2%-3%-2%

PCH

1% 1% 0%-1%-0%∆ custo geração [%]

2 3

50LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants

41

-14

210 139 66-73-71


13

27

-14

33

-10

27 20 8-12-7


10

24

-14

A ENERGIA EÓLICA, sendo a principal tecnologia PRE-FER, contribui com cerca de 60% DO "SOBRECUSTO" DA PRE-FER

geração [%]


Na visão económica, a energia Solar continua a apresentar um custo unitário muito superior ao da PRO

SOLAR

1% 1% 0%-1%-0%

BIOMASSA

0% 0% 0%-0%-0%

COGERAÇÃO FER

2% 1% 0%-1%-1%∆ custo geração [%]

2 3

Diferencial de custo unitário médio da PRE-FER vs PRO – visão por tecnologia (2/2)[2005-2010; €/MWh]

51LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants

-16

285

17 16 14-2-1


-32

270238

62-13

14 11 8-3-3


3449

-14

31

-9

47 34 13-21-13


22

9-13

geração [%]


52LIS-9970-08607-001-18.pptx

D. Perspectivas de evolução da PRE-FER até 2030

Perspectivas de evolução da PRE-FER até 2030 – principais conclusões

> Foram analisados TRÊS CENÁRIOS distintos DE EVOLUÇÃO DA PRE-FER no período 2011-30, perspectivando-se, em TODOS OS CENÁRIOS, um AUMENTO DA PRODUÇÃO DAS FER E CCGTS em Portugal, por contrapartida das centrais térmicas a fuel e carvão

1

53LIS-9970-08607-001-18.pptx

Nota: 1) Valores de referência para o cenário intermédio de implementação do plano de acção para energias renováveis – "Cenário B – Execução prolongada dos planos de acção para as Energias Renováveis (100% em 2025)"


> Uma MAIOR PENETRAÇÃO DA PRE-FER no período 2011-2030 permitirá a obtenção de benefícios significativos ao nível de CUSTOS EVITADOS COM IMPORTAÇÕES DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS (gás natural e carvão) e de CO2 – cerca de 32.000 M€ ACUMULADO no período, i.e., 1.500 M€/ANO 1)

> Perspectiva-se, a prazo, NÃO HAVER VANTAGEM NUM CENÁRIO DE "ESTAGNAÇÃO DA PRE-FER"FACE A CENÁRIOS COM MAIS RENOVÁVEIS - em termos de custo total de geração apresentam uma DIFERENÇA INFERIOR A 2% e a partir de 2020-2025 apresentam CUSTOS ANUAIS MAIS BAIXOS. Num cenário alto de preços dos combustíveis fósseis, todos os CENÁRIOS COM MAIS RENOVÁVEIS apresentam um CUSTO DE GERAÇÃO CONSOLIDADO MAIS BAIXO

3

2

As projecções para o período 2011-2030, baseiam-se em dados de entidades nacionais e internacionais de elevada reputação no sector

Definição de inputs e pressupostos do Modelo MEG – princípios adoptados

> Sempre que possível, os inputs do modelo baseiam-se em estimativas realizadas por instituiçõesnacionais e internacionais de elevada credibilidade no sector energético

> Os inputs representam o melhor esforço de previsão da evolução de variáveis chave, com base na

INPUTS E PRESSUPOSTOS1

54LIS-9970-08607-001-18.pptxNota: Modelo MEG – Mercado Eléctrico GrossistaFonte: Roland Berger Strategy Consultants

> Os inputs representam o melhor esforço de previsão da evolução de variáveis chave, com base na opinião de vários especialistas, podendo vir a verificar-se desvios face ao real

> Para os casos em que não existem estimativas destas instituições, a Roland Berger baseou-se em modelos de análise robustos, desenvolvidos pelos nossos especialistas internacionais, que replicam o funcionamento do mercado de electricidade …

> …tendo sido desenvolvidos e testados em colaboração com os principais players do sector energético ao nível nacional e internacional, ao longo de vários anos de colaboração

> A Roland Berger não se responsabiliza pela ocorrência e veracidade dos valores futurosapresentados – estes resultam de um conjunto de hipóteses e fontes públicas utilizadas no contexto desta colaboração

Foram definidos três cenários ibéricos de evolução da PRE-FER, de acordo com diferentes visões de evolução do sistema eléctrico

EXECUÇÃO MAIS LENTA DOS PLANOS DE ACÇÃO PARA

ENERGIAS RENOVÁVEIS(100% EM 2030)

A

PRE-FER PRINCIPAIS PRESSUPOSTOS

> Realização de 60% dos investimentos em PRE-FER assumidos nos Planos Nacionais1)

até 2020; 100% realizado até 2030

> Atraso médio de 3 anos nos investimentos em nova capacidade térmica apresentados

G. HÍDRICANOVA CAPACIDADE PRESSUPOSTOS

COMUNS

> Preços futuros doscombustíveis fósseis e CO2

> Objectivo de margem de

TÉRMICA




55LIS-9970-08607-001-18.pptxNota: 1) PNAER (Portugal) e PANER (Espanha)Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

RENOVÁVEIS(100% EM 2030)

EXECUÇÃO PROLONGADA DOS PLANOS DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS(100% EM 2025)

CUMPRIMENTO DOS PLANOS DE ACÇÃO PARA AS ENERGIAS

RENOVÁVEIS(100% EM 2020)

em nova capacidade térmica apresentados pelos operadores de Rede de Transporte

> Realização de 80% dos investimentos em PRE-FER assumidos nos Planos Nacionais até 2020

> Atraso nos investimentos em nova capacidade térmica apresentados pelos operadores de Rede de Transporte, de acordo com a margem de cobertura objectivo

> Realização de 100% dos investimentos em PRE-FER assumidos nos Planos Nacionais até2020

> Atraso nos investimentos em nova capacidade térmica apresentados pelos operadores de Rede de Transporte, de acordo com a margem de cobertura objectivo

> Objectivo de margem de cobertura de 1,10 a 1,15 em 2030

> Passagem da PRE-FER para regime de mercado, no final do período da tarifa garantida

> Investimento em PRE-FER de acordo com o mixdos Planos Nacionais

B

C

100% dos Planos de Acção até 2020

A projecção da procura de electricidade baseou-se em fontes oficiais, tendo sido sempre adoptados pressupostos conservadores

1

Fontes dos inputs do Modelo MEG (1/3)

> 2010-2015> 2015-2020> 2020-2030

> REN (PDIRT; Abr 2011)> REN (PDIRT; Abr 2011)> Estimativa Roland Berger

TIPO PERÍODOS FONTEPAÍS


56LIS-9970-08607-001-18.pptx

EVOLUÇÃO DA

PROCURA DE ELECTRI-CIDADE


> 2020-2030 > Estimativa Roland Berger

> 2010-2014> 2015-2020> 2020-2030

> REE ("Informe previsión de cobertura de la demanda 10-14")> Estimativa Roland Berger> Estimativa Roland Berger

Crescimento anual

Sazonalidade da procura

> REN – Base de dados de regime especial

> CNE – Base de dados de regime especial

> 2010-2030

> 2010-2030

Evolução da ponta de consumo

> REN / REE – "Informes cobertura de la demanda" (2010 - 2011)

> 2010-2030+

Os preços dos combustíveis fósseis e do CO2 basearam-se nas previsões de instituições de referência a nível internacional


2

> 2011-2014 > 2015-2020 > 2020-2030

> Previsão Societé Générale (Bloomberg)> Transição para fundamentais de longo prazo da IEA> Fundamentais de longo prazo da IEA (cenários)

Petróleo +

TIPO PERÍODOS FONTEPAÍS



EVOLUÇÃO DOS

PREÇOS DOS

COMBUSTÍ-VEIS

FÓSSEIS e CO2

> 2020-2030 > Fundamentais de longo prazo da IEA (cenários)

> 2011-2015> 2015-2020 > 2020-2030

> AEAT, INE, RBSC - Cenários de decoupling> AEAT, INE, RBSC - Progressiva recuperação do decoupling> IEA - Evolução correlacionada com os cenários da IEA

Gás Natural

> 2011-2030 > IEACarvão

> 2011-2030 > IEACO2

+

+

+

Os cenários de capacidade foram definidos de acordo com as projecções técnicas da REN, REE e planos governamentais


NOVA CAPACIDADE

3TIPO PERÍODOS FONTEPAÍS

> 2011-2022

> 2022-2030

> PRO: REN (Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT de Electricidade 2012-2022); PRE: PNAER

> Projecção Roland Berger Strategy ConsultantsPlanos de



CAPACIDADE DE

GERAÇÃO

> 2022-2030 > Projecção Roland Berger Strategy Consultants

> 2011-2022

> 2022-2030

> PRO: REE; PRE: PANER

> Projecção Roland Berger Strategy Consultants

Planos de capacidade

MARGEM DE COBERTURA OBJECTIVO

4

> 2011-2030 > Target de 1,10 - 1,15 (REN, REE)+Segurança do abastecimento

PREÇOS DA PRE-FER

5

> 2011-2030+Preços unitários

> Tarifas feed-in – enquadramento legal de cada País

> IEA (curva de aprendizagem tecnológica) - Fotovoltaica e CSP

Até 2030, assume-se um crescimento da procura superior em Espanha (CAGR10-30 2,4%) do que em Portugal (CAGR10-30 1,7%)

TWh

Evolução da procura de electricidade em Portugal e Espanha [TWh; 2005-2030]

CAGR (%) – Portugal

CAGR (%) - Espanha

2014-2020 2020-20302010-2014

TAXAS DE CRESCIMENTO

+ 1,4 % (REN) 1) + 2,0% (RBSC)+1,4% (REN) 1)

+ 2,5 % (RBSC) + 2,2 % (RBSC)+2,7 % (REE) 2)




59LIS-9970-08607-001-18.pptx

260

247

417374

335296

260

52487366605652

0

100

200

300

400

500

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Fonte: REN; UNESA; REE; CNE; Roland Berger Strategy Consultants

TWh

PORTUGAL

ESPANHA

Notas: 1) " Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT de Electricidade 2012-2022 ", REN (Abril 2011); 2) “Previsión de cobertura de la demanda 2010 - 2014”, REE (Abril 2010)

É assumida uma ponta de consumo de 54 GW para Espanha e 11 GW para Portugal em 2020

Potência de ponta de consumo em Portugal e Espanha [GW; 2005-2030]

25

20

80

6459

HISTÓRICOEstimativaREE1)

CAGR = 2%




60LIS-9970-08607-001-18.pptx

Notas: 1) Cenário baixo da REE, ponta de consumo no Inverno; 2) Cenário baixo da REN, com eficiência energética, ponta de consumo no Inverno

Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants

2005 2010 2015 2020 2025 2030

60

40

20 5

20

15

10

13

59

12

54

1111

5050

10

44

9

44

9PORTUGAL

ESPANHA

Estimativa REN2)

CAGR = 2%

POTÊNCIA DE PONTA DE CONSUMO (GW) 60 65 71 77

210

177200

220

240

Definiram-se três cenários de evolução do preço do petróleo até 2030, com base nas projecções da AIE – optou-se pelo cenário intermédio

Preço do petróleo [2010-2030e; USD/ bbl]ESTIMATIVAS DISPONÍVEIS FUNDAMENTAIS DE L/P DO PETRÓLEO (AIE)TRANSIÇÃO

> Evolução do preço do petróleo como input relevante para o modelo MEG, dada a




61LIS-9970-08607-001-18.pptx

173 177

151 145130

116

141

60

80

100

120

140

160

180

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

127

Nota: Valores nominaisFonte: Bloomberg; AIE; Roland Berger Strategy Consultants

PREVISÕES ACTUAISEVOLUÇÃO BASEADA NOS FUNDAMENTAIS DE BALANÇO OFERTA/PROCURA (PREVISÃO AIE)

modelo MEG, dada a correlação com a evolução do preço do gás natural

No médio/ longo prazo continuará a existir coupling entre gás e petróleo – actualmente verifica-se um decoupling devido à crise

> Europa com dinâmica distinta dos EUA

> Historicamente, o aumento de preços do

PETRÓLEO – GAS

CENÁRIOS DE "DECOUPLING" 2010-15

Sem"Decoupling"

> Mesma correlação histórica de preços petróleo-gás, coincidente com cenário


62LIS-9970-08607-001-18.pptx

> Historicamente, o aumento de preços do petróleo tem resultado em aumentos de preços de gás (R2>80%)

> Dependência externa absoluta de abastecimento de gás na Europa

> Oferta (externa) concentrada e interessada em manter o "coupling" entre o gás o petróleo

> Contratos a L/P já firmados entre oferta e procura

"Decoupling" petróleo-gás, coincidente com cenário alto a L/P

"Decoupling" conjuntural

> Diferenças relevantes entre evolução de preços de gás e petróleo (para baixo) em 2010-2015, coincidente com cenário médio a L/P

"Decoupling" de M/P

> Diferenças relevantes entre evolução de preços de gás e petróleo (para baixo) em 2010-2015, coincidindo com cenário baixo a L/P


6057

7060

57

70

Com base nas projecções do petróleo, tendo em consideração o decoupling, estimou-se a evolução dos preços de gás natural

Custo unitário de gás natural para produção de energia eléctrica 1)

[2011e-2030e; EUR/MWh]




63LIS-9970-08607-001-18.pptx

60575451

484746454541

10

20

30

40

50

60

2010 2015 2020 2025 2030

605754

52494746464641

10

20

30

40

50

60

2010 2015 2020 2025 2030

Nota: 1) Para efeito de apresentação dos valores, assumida eficiência eléctrica de 55% e uma correcção do poder calorífico; não incluí o custo de acesso a redes de gásFonte: INE; Bloomberg; AEAT; Roland Berger Strategy Consultants

EVOLUÇÃO CORRELACIONADA COM OS FUNDAMENTAIS DE L/P DO PETRÓLEO

CENÁRIOS DE "DECOUPLING"

EVOLUÇÃO CORRELACIONADA COM OS FUNDAMENTAIS DE L/P DO PETRÓLEO

CENÁRIOS DE "DECOUPLING"

As previsões de mercado de preços de carvão apontam para uma estabilização enquanto que no CO2 prevê-se uma duplicação de preços

CUSTOS UNITÁRIOS DE CARVÃO1) [EUR/ MWh]

46

Custos unitários de carvão e preço de CO2 [2011e-2030e]

PREÇOS DE CO2 (EUR/ ton)



EUR/ton 62 65 68 68 68 70 74 78 82 87


64LIS-9970-08607-001-18.pptx

46444239373737373428

0

10

20

30

40

50

2010 2015 2020 2025 2030

Nota: 1) Para efeito de apresentação dos valores, assumido consumo de 390 kg de carvão por MWh de electricidadeFonte: Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants

O carvão é uma commodity com liquidez

494745434138353325

20

0

20

40

60

80

2010 2015 2020 2025 2030

Estimativas de médio/longo prazo acima de 30 EUR/ ton

Quioto Pós Quioto

As estimativas de preços de CO2 estão alinhadas com uma visão do sector energético – razoáveis mudanças estruturais

Cenários de acordo com possíveis pressões estruturais

> 30 - 40 EUR/tPreços do CO2

> Razoáveis/baixas Implicações estruturais

> <15 EUR/t

> Sem mudanças estruturais

Cenário de custo baixo

> ≥≥≥≥ 40 EUR/t

> Mudanças estruturais são

Cenário de custo alto



> Razoáveis/baixas mudanças estruturais na electricidade – indústria depende das licenças

> Impacto moderado na tarifa/preço

Implicações estruturais por país/sector

> Balanço líquido positivo (EBITDA) , até com impostos adicionais para direitos totais

> Alavancas acessíveis

Implicações estruturais em agentes chave ao nível da electricidade e indústria

Possível?

> Sem mudanças estruturais

> Reduzido impacto

> Balanço líquido positivo

> Alavancas acessíveis/disponíveis

Instável?

> Mudanças estruturais são relevantes – electricidade e outros

> Elevado impacto nas tarifas/ preços

> Balanço muito dependente de impostos inesperados

> Alavancas acessíveis requerem esforço industrial

Inaceitável?

2011-2020 2021-2030 2011-2020 2021-2030 2011-2020 2021-2030

No cenário mais renovável ("C") entram 3,6 GW adicionais de PRE-FER em Portugal até 2030, face ao cenário menos renovável ("A")

Nova capacidade – Portugal + Espanha [2011e-2030e; GW]

+10,2




A B C100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020

EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS

66LIS-9970-08607-001-18.pptx

CAPACIDADE RENOVÁVEL

ADIÇÕES

CAPACIDADE TÉRMICA 1)

NOVA CAPACIDADE - DESCOMISS.

Nota: 1) Inclui cogeraçãoFonte: Roland Berger Strategy Consultants

+22,5 +16,1 +22,5+25,7 +32,2+32,2

+2,1+8,1

+2,6+9,1 +3,6

+10,2

-1,8-1,8

+2,1+2,3

-10,1-4,7

+7,7+17,3

-0,6-3,0

+2,2+2,5

-7,7-6,1

+7,7+15,7

-0,6-3,0

+1,9+2,7

-4,4-8,4

+7,7+12,7

Nova capacidade Descomissionamentos

O peso das renováveis em Portugal deverá ser superior a 65% em 2030, nos 3 cenários definidos – superior ao assumido em Espanha

292618 3118 27 3318 28

Capacidade instalada – [2010-2030e; GW]

A B C> Os 3 cenários assumem

um PESO SUPERIOR A 65% DE ENERGIAS RENOVÁVEIS em 2030

100% EM 2030



100% EM 2025 100% EM 2020



67LIS-9970-08607-001-18.pptx

50%36% 34%

2030e

29

66%

2020e

26

64%

2010

18

50%

RenováveisNão-renováveis


50%32% 33%

31

67%

2030e

18

50%

27

68%

2020e2010

50%31% 31%

2010 2030e

3318

69%69%50%

2020e

28 RENOVÁVEIS em 2030 – acima do peso assumido no cenário "mais renovável" em Espanha (63% em 2030)

> Cenários com MAIOR PESO DE RENOVÁVEIS REQUEREM UM INVESTIMENTO SUPERIOR EM CAPACIDADE DISPONÍVEL para assegurar o objectivo de margem de cobertura

O peso das renováveis em Espanha deverá atingir valores em torno de 56-63% em 2030

14612397 15512597 16997 129

Capacidade instalada – [2010-2030e; GW]

> Os 3 cenários assumem um PESO SUPERIOR A 55% DE ENERGIAS RENOVÁVEIS em 2030




A B C100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020


68LIS-9970-08607-001-18.pptx

56% 47% 44%

2030e

146

56%

2020e

123

53%

2010

97

44%

RenováveisNão-renováveis


56%45% 41%

2030e

155

59%

2020e

125

55%

2010

97

44%

56%42% 37%

2030e

169

2010

97

58%

2020e

129

63%44%

> Nos 3 cenários, a EVOLUÇÃO DO PESO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS EM ESPANHA É MAIS PROGRESSIVA do que em Portugal

> A DIFERENÇA DE CAPACIDADE INSTALADA entre os 3 cenários é AMPLIFICADA EM MERCADOS DE MAIOR DIMENSÃO

Em Portugal, assume-se que a geração eólica e hídrica são as que mais aumentarão de capacidade até 2030 - cerca de 10 p.p.1)

Capacidade instalada por fonte energética – [2010-2030e; GW]

1%292618 312718 18 3328

A B C> A GERAÇÃO HÍDRICA

é a que terá maior



100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020



69LIS-9970-08607-001-18.pptx

10% 7%

21% 21% 24%

1% 3%2%2% 1%1%

2030e

29

25%

33%

9%

5%

2020e

26

21%

36%

8%

4%

2010

18

21%

10%

26%

6%

4%

GÁS NATURAL

CARVÃO

FUELÓLEO

GRANDE HÍDRICA

OUTROS (PRE) 2)

EÓLICA

SOLAR

PCH

BIOMASSA

21%24% 25%

6%

10%

1%3%

2% 2%1%

2030e

31

23%

31%

9%

2020e

27

21%

2%

36%

9%

5%3%

2010

18

21%

10%

26%

6%

4%

21%25%

28%

10%

8%1%2%

9%

5%3%

2010

18

21%

10%

26%

6%

2% 4%

2030e

33

21%

29%

10%

3%2%

2020e

28

20%

2%

34%

Notas: 1) Pontos percentuais; 2) Inclui Cogeração, RSU e biogásFonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants

é a que terá maior aumento da capacidade instalada até 2020 (8-10%), assumindo-se como a tecnologia com MAIOR PESO NOS 3 CENÁRIOS

> A GERAÇÃO EÓLICA deverá assumir-se como a SEGUNDA tecnologia com maior peso em Portugal

> A GERAÇÃO TÉRMICA deverá assentar emGÁS NATURAL (convencional e co-geração)

PRE

PRO

Em Espanha, a capacidade instalada de eólica aumentará cerca de 8-13 p.p.1) até 2030

Capacidade instalada por fonte energética – [2010-2030e; GW]

97 146123 15512597 12997 169

> A GERAÇÃO EÓLICA e a GÁS NATURAL deverão assumir-se como as tecnologias com




A B C100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020


70LIS-9970-08607-001-18.pptx

12%

20%26% 28%

10%

8%1%7%

9%2%2%

1%

2010

97

26%

3%

17%

7%

4%

2030e

146

34%

4%

14%

5%

1%

2020e

123

27%

6%

1%16%

6%

2%1%

GÁS NATURAL

NUCLEAR

CARVÃO

FUEL-ÓLEO

GRANDE HÍDRICA

OUTROS (PRE) 2)

EÓLICA

SOLAR

PCH

BIOMASSA

20%28%

30%

12%

8%

12%

9%1%

2030e

155

31%

3% 1%14%

5%

1% 1%

2020e

125

26%

6%6%1%

16%

6%

2%1%

2010

97

26%

3%

17%

7%

4% 2%

8%

20%

29%33%

12%1%

10% 14%2%1% 1% 1%

2020e

129

25%

6%4%

16%

6%

1%

2010

97

26%

3%

17%

7%

4% 2%

2030e

169

27%

4% 1%14%

4%

Notas: 1) Pontos percentuais; 2) Inclui Cogeração, RSU e biogásFonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants

tecnologias com MAIOR PESO EM ESPANHA

> De acordo com o actual plano governamental , a geração SOLAR ASSUME UM PESO CRESCENTE nos 3 cenários até 2030

> À semelhança de Portugal, A GERAÇÃO TÉRMICA DEVERÁ ASSENTAR EM GÁS NATURAL(convencional ou co-geração)

PRE

PRO

A margem de cobertura têm uma evolução diferente ao longo do período – Espanha apresenta actualmente uma forte sobrecapacidade

1,60

Margem de cobertura 1) para cada cenário – Portugal e Espanha [2010-2030e]

1,60




71LIS-9970-08607-001-18.pptxNota: 1) Capacidade de geração disponível/ Ponta de consumo; cálculo da margem de cobertura com base na metodologia probabilística simplesFonte: REN; REE; PNAER; Roland Berger Strategy Consultants

1,00

1,20

1,40

2010 2015 2020 2025 2030

1,00

1,20

1,40

2010 2015 2020 2025 2030

INVESTIMENTO EM CCGT's(CENÁRIO MÍNIMO REN)

SOBRECAPACIDADE DO SISTEMA DE GERAÇÃO

A B CPLANO DE ACÇÃO ER(100% EM 2030)

PLANO DE ACÇÃO ER(100% EM 2020)

PLANO DE ACÇÃO ER(100% EM 2025)

Nas PRE-FER menos maduras, fotovoltaica e CSP, assumiu-se uma curva tecnológica decrescente para as tarifas feed-in

Tarifas feed-in de renováveis para nova capacidade [€/MWh]

-21% -17%CURVA DE EVOLUÇÃO TECNOLÓGICA[2011-2030; %]

3802010

> Nas FONTES RENOVÁVEIS MENOS MADURAS assumiu-se uma CURVA TECNOLÓGICA DECRESCENTE PARA AS




72LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: AIE; Roland Berger Strategy Consultants

Nota: Restantes tarifas feed-in de referência para adições de capacidade PRE-FER em Portugal no modelo MEG – Eólica 70 €/MWh; PCH 76 €/MWh; RSU 80 €/MWh; CO-FER 91 €/MWh; Biogás 107 €/MWh; Biomassa 119 €/MWh; períodos de garantia de tarifa em vigor

220

Solar - Fotovoltaica Solar - CSP

147109

216198

20202030

20202030

2010

2010 TECNOLÓGICA DECRESCENTE PARA AS TARIFAS FEED-IN - alcançada quando duplicada a capacidade instalada de uma tecnologia (de acordo com as estimativas da AIE)

> No caso da CSP, aplicando a curva tecnológica, estimou-se um valor de TARIFA FEED-INCONSIDERADO ELEVADO - 216 €/MWh em 2020

> Desse modo, assumiu-se que o cumprimento da META DE CAPACIDADE SOLAR DEFINIDA NO PNAER, seria cumprida 100% COM FOTOVOLTAICA

Os resultados dos vários cenários analisados permitem aferir o impacto de diferentes opções de PRE-FER, na evolução do sistema eléctrico

Modelo MEG – cenários de evolução da geração 2020/2030

> A evolução do preço do mercado grossista depende das projecçõesassumidas para os preços de combustíveis e CO2, e das projecções de capacidade de cada cenário de geração analisado

ASPECTOS METODOLÓGICOS A DESTACAR RESULTADOS DO MODELO MEG

I. Produção por tecnologia

II. Preço do mercado grossista

RESULTADOS DO MODELO MEG



1


capacidade de cada cenário de geração analisado

> A produção por fonte tecnológica é um output do Modelo MEG, tendo em consideração a competitividade e disponibilidade das várias tecnologias em cada bloco horário do dia

> O custo total de geração resulta da produção efectiva de cada tecnologia, ponderada pelo respectivo custo unitário e adicionados outros custos como sejam o sobrecusto CAE, CMEC e a garantia de potência

> Para cada resultado do modelo foram realizadas análises complementares – cenário alto de preço de gás natural e comparação com cenário"estagnação da PRE-FER" (que assume a não realização de investimento adicional em PRE-FER no período 2011-2030)

II. Preço do mercado grossista

III. Custo de geração do sistema

> Os RESULTADOS DO MODELO MEG, nos diferentes cenários de PRE-FER, constituem uma SIMULAÇÃO DA EVOLUÇÃO DO ACTUAL SISTEMA DE GERAÇÃO, permitindo aferir as IMPLICAÇÕES DE UMA MAIOR APOSTA NAS RENOVÁVEIS ao nível dos principais indicadores

Em Portugal, a contribuição das renováveis para a produção total em 2020 estará entre 55% e 60%

3%6052 74 5752 75 7352 62

Produção por fonte energética – [2010-2030e; TWh]

A B C

> Em Portugal, a PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE deverá assentar num MIX DE GERAÇÃO A GÁS NATURAL,



100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020


RESULTADOS DO MODELO MEG1

74LIS-9970-08607-001-18.pptx

17% 21% 21%

13%

2%3%3%2%

60

30%

1%

28%

14%

2% 2%

13%

2010

52

21%

29%

14%

3%4%

2020e 2030e

74

35%

23%

GRANDE HÍDRICAPCH

BIOMASSA OUTROS (PRE) 1)

EÓLICA

SOLAR GÁS NATURAL

CARVÃO

FUELÓLEO

17%25% 24%

13%

3%3%4% 2%

2020e

28%

3%4%

14%

16%

3% 2%

57

2010

52

21% 23%

29%

2030e

75

29%

23%

15%

17%25%

28%

13%

4%3%

2030e

73

20%

23%

17%

5%2%2%

2020e2010

52 62

25%21%

25%

16%

29%

14%

4%3%4%

Nota: 1) Inclui Cogeração, RSU e biogásFonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants

GÁS NATURAL, EÓLICA E HÍDRICA – o contributo de cada tecnologia dependente do cenário de renováveis considerado

> Atendendo ao cenário mais conservador de evolução da procura, NÃO DEVERÁ SER NECESSÁRIO IMPLEMENTAR 100% DO PNAER PARA ATINGIR O OBJECTIVO DE 60% de produção renovável

PRE

PRO

Em Espanha, perspectiva-se o crescimento do peso da produção de CCGTs e eólica em 2020/2030

2%2%1%416335279 416338279 417334279

Produção por fonte energética – [2010-2030e; TWh]



> A geração a GÁS NATURAL deverá assumir-se como a tecnologia com


A B C100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020


75LIS-9970-08607-001-18.pptx

22%

17%10%8%

15%22% 23%

1%1%1%

1%1%2%2%2%1%

2030e

416

43%

8%6%

6%

2020e

335

35%

9%7%

5%

2010

279

23%

14%

11%

2%

GÁS NATURAL

NUCLEAR

CARVÃO

FUEL-ÓLEO

GRANDE HÍDRICA

OUTROS (PRE) 1)

EÓLICA

SOLAR

PCH

BIOMASSA

22%17% 10%

15%23% 26%

1%8%

7%3%2%1%

2030e

416

38%

8%6%

1%

2020e

338

34%

1%9%

7%

5% 1%

2010

279

23%

1%14%

11%

2% 2%

22%17% 14%

15%

26%31%

8%

8%6%2%1%

2030e

417

28%

8%6%

1%3%

2020e

334

30%

9%7%

1%

2010

279

23%

1%14%

11%

2% 2%

tecnologia com MAIOR PESO NA PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE EM ESPANHA em 2030 (convencional e co-geração)

> A GERAÇÃO EÓLICA deverá assumir um CONTRIBUTO MAIS RELEVANTE, INDEPENDENTEMENTE DO CENÁRIO considerado, mantendo-se como a principal PRE-FER

PRE

PRO

Nota: 1) Inclui Cogeração, RSU e biogásFonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants

Entre 2011 e 2030, a PRE-FER permitirá evitar importações de combustíveis fósseis num total de 23.200 M€…

PRE-FER[TWh]

Custo evitado com importações de combustíveis fósseis pela PRE-FER 1)

[2005-2030e; M€]

4,0 13,4 19,8 22,6 25,3 28,116,2




76LIS-9970-08607-001-18.pptx

TOTAL ∑ 05-10 = 2.042 M€ TOTAL ∑∑∑∑ 11-30 = 23.229 M€

Ø 915 Gás Natural

Carvão

2030e

1.739

2025e

1.380

2020e2015e

904

2011e

675

579

95

2010r

514

384130

2005r

117

75 41

1.076

Nota: 1) Cenário B - 100% PLANO ER EM 2025Fonte: DGEG; BP; Roland Berger Strategy Consultants

…e um custo total de 9.000 M€ relativo a emissões de CO2

Custo evitado com emissões de CO2 pela PRE-FER 1)

[2005-2030e; M€]

CO2

[€/Ton]21 14 33 40 45 5020




77LIS-9970-08607-001-18.pptx

Ø 325

2030e

661

2025e

533

2020e

424

2015e

311

2011e

187

2010r

112

2005r

46

TOTAL ∑∑∑∑ 11-30 = 9.030 M€TOTAL ∑ 05-10 = 400 M€

Nota: 1) Cenário B - 100% PLANO ER EM 2025Fonte: Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants

As estimativas de custo total de geração dos 3 cenários considerados, apontam para diferenças inferiores a 2%

Custo total de geração do sistema - [2011e; 2020e; 2030e]

METODOLOGIA DE CÁLCULO DO CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO 1)



CUSTO TOTAL E UNITÁRIO DE GERAÇÃO (M€)

100% PLANO ER EM 2030

A


8.08546%5.6344.457

84 94 111EUR/MWh

78LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) À escala de 2020; 2) Assumindo que o valor das licenças de CO2 vendidas pelo Estado, são reincorporados no sistema como valor a deduzir ao custo PRE-FERFonte: Roland Berger Strategy Consultants

TotalSobrecusto CAE e CMEC


Garantia Potência

Custo médio

PRE-NFER

CO2

deduzido 2)Custo médio

PRE-FER

Custo PRO Custo PRE CustoSistema

ER EM 2030

B

C



Custo PROCusto de sistema

Custo PRE

53%

46%5.634

44%50%

4.457

36%48%

7.984

44%55%

5.794

50% 37%56%4.479

35%

34%51%

7.8195.847

32% 33%62%

4.498 66%

85 97 109

85 97 107

EUR/MWh

EUR/MWh

2011

2011

2011

2020

2020

2020

2030

2030

2030

As diferenças de custo entre os cenários tendem a estreitar a partir de 2020; após 2025, o cenário mais renovável passa a ter o custo mais baixo

111

97

107989794100

120

Evolução do custo unitário de geração do sistema [2011e-2030e; EUR/MWh]

CENÁRIO BASE DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS

> As DIFERENÇAS DE CUSTO ENTRE OS 3 CENÁRIOS TENDEM A ESTREITAR A PARTIR DE 2020, o que confirma o benefício de ter mais renováveis a partir desse ano

> O cenário com MAIS PRE-FER TEM UM





979491

80

2030202520202015

DOS COMBUSTÍ-VEIS FÓSSEIS

CENÁRIO ALTO DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍ-VEIS FÓSSEIS

122

1039794

104 116100

97

80

100

120

2020 20302015 2025

> O cenário com MAIS PRE-FER TEM UM CUSTO DE GERAÇÃO SUPERIOR NO PERÍODO 2011-2025 – a maior penetração de renováveis contribui para baixar o preço do mercado grossista, no entanto, o aumento de peso da PRE-FER, com a incorporação de tecnologias com tarifas feed-in mais elevadas, tem um custo acumulado superior até 2025

> Assumindo um CENÁRIO ALTO de evolução do preço do gás natural, OS DIFERENCIAIS DE CUSTO ENTRE OS 3 CENÁRIOS TENDEM A SER MAIS ESTREITOS,mantendo-se as mesmas conclusões que são, no entanto, antecipadas

A B C100% PLANO ER EM 2030 100% PLANO ER EM 2025 100% PLANO ER EM 2020

122120

140

Uma maior penetração das renováveis deverá implicar um preço do mercado grossista menor

> MAIOR PENETRAÇÃO DAS RENOVÁVEIS implica um PREÇO DO MERCADO GROSSISTA MENOR - em 2030 estima-se um valor da ordem de -20 €/MWh

> PREÇO DE MERCADO GROSSISTA

CENÁRIO BASE DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS



Preço do mercado grossista 1) / [2010-2030e; €/ MWh]


80LIS-9970-08607-001-18.pptx

52

101

40

60

80

100

2010 2015 2020 2025 2030

> PREÇO DE MERCADO GROSSISTA NÃO DEVERÁ CONSTITUIR UM REFERENCIAL PARA O CÁLCULO DO DIFERENCIAL DE CUSTO DE GERAÇÃO ENTRE PRO E PRE-FER –trata-se de um preço que não reflecte o custo médio das tecnologias e é influenciado pela maior penetração de renováveis

> No CENÁRIO AIE MAIS ALTO dos preços dos combustíveis – 210 USD/BBLEM 2030 – os PREÇOS DO MERCADO GROSSISTA são 10-17 €/MWh MAIS ELEVADOS

Efeito conjuntural de decoupling dos preços do gás natural face aos preços do petróleo e perfil do custo de CO2

A B C100% PLANO ER EM 2030 100% PLANO ER EM 2025 100% PLANO ER EM 2020Notas: 1) Valores nominais; 2) Cenário "estagnação da PRE-FER" assume investimentos em capacidade de geração apenas em grande hídrica e CCGT após 2011 Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

139140

160

Assumindo um cenário alto de preço dos combustíveis fósseis (gás natural), o preço do mercado grossista subiria 10-17 €/MWh

> CENÁRIO AIE MAIS ALTO dos preços dos



CENÁRIO ALTO DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS


Preço do mercado grossista 1) / [2010-2030e; €/ MWh]

81LIS-9970-08607-001-18.pptx

59

118

59

40

60

80

100

120

2010 2015 2020 2025 2030

ALTO dos preços dos combustíveis – 210 USD/ BBL EM 2030

> PREÇOS DO MERCADO GROSSISTA 10-17 €/MWh MAIS ELEVADOS do que num cenário intermédio de preços dos combustíveis

Efeito conjuntural de decoupling dos preços do gás natural face aos preços do petróleo e perfil do custo de CO2

Notas: 1) Valores nominais; 2) Cenário "estagnação da PRE-FER" assume investimentos em capacidade de geração apenas em grande hídrica e CCGT após 2011 Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

A B C100% PLANO ER EM 2030 100% PLANO ER EM 2025 100% PLANO ER EM 2020

A diferença de custo entre os cenários renováveis e um cenário teórico "estagnação da PRE-FER" é inferior a 2%



Diferença de custo de geração entre cenários - [2011e-2030e]


-93

16090

DESVIO MÉDIO ANUAL (M€)

% CUSTO GERAÇÃO 2% 3% -2% -2% 0%CENÁRIO

A – 100% 2030(-)

CENÁRIO ESTAGNAÇÃO 1)

> Num CENÁRIO ALTO DE PREÇO

( - 46)

DIFERENCIAL DE CUSTO ANUAL DE GERAÇÃO (M€)

(+ 9)

PREÇOS CONSTANTES 2)

82LIS-9970-08607-001-18.pptxNota : 1) Cenário "estagnação da PRE-FER" assume investimentos em capacidade de geração apenas em grande hídrica e CCGT após 2011; 2) Considerando inflação média de 2%Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

-160-93ESTAGNAÇÃO 1)

-177

61278

143

3% 5% 1% -2% 1%CENÁRIO B – 100% 2025

(-)

CENÁRIO ESTAGNAÇÃO

-264

80352198

4% 6% 1% -4% 2%CENÁRIO C – 100% 2020

(-)CENÁRIO

ESTAGNAÇÃO

ALTO DE PREÇO DO GÁS NATURAL, os três CENÁRIOS RENOVÁVEIS APRESENTAM UM CUSTO DE GERAÇÃO CONSOLIDADO MAIS BAIXO face ao cenário "estagnação da PRE-FER" no período consolidado 2011-2030

( - 7)

( -12)

CENÁRIO ALTO DE PREÇOS DOS


2011 - 15

2011 - 15

2011 - 15

% CUSTO GERAÇÃO

% CUSTO GERAÇÃO

2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

(+ 74)

(+ 91)

83LIS-9970-08607-001-18.pptx

E. Diferencial de custo entre PRE-FER e PRO até 2030

Diferencial de custo entre PRE-FER e PRO até 2030 – Principais conclusões

> No período 2011-2030, a PRE-FERAPRESENTA UM CUSTO ECONÓMICO INFERIOR AO DA PRO EM DOIS DOS CENÁRIOS ANALISADOS - entre -8 E -2 €/MWh (-100 A -25 M€/ANO) 1). No CENÁRIO DE MAIOR PENETRAÇÃO DE RENOVÁVEIS VERIFICA-SE UM CUSTO SUPERIOR - +3 €/MWh(+75 M€/ANO). Os resultados dos cenários analisados, são influenciados pelo mix de PRE-FERconsiderado, atendendo às diferenças de maturidade e de custo entre as tecnologias

1

84LIS-9970-08607-001-18.pptx

> As TECNOLOGIAS MAIS MADURAS, como a EÓLICA e a PCH 2) SÃO COMPETITIVAS APÓS 2014, em qualquer cenário de renováveis analisado, apresentando um CUSTO INFERIOR AO DA PRO no período 2011-2030 – EÓLICA entre -20 E -12 €/MWh e PCH entre -14 E -4 €/MWh 3)

> Outras TECNOLOGIAS MENOS MADURAS, apresentam um "SOBRECUSTO" FACE À PRO, em qualquer cenário de renováveis analisado. A SOLAR (Fotovoltaico), requer uma gestão mais prudente do timing do seu desenvolvimento, que deverá ACOMPANHAR A SUA EVOLUÇÃO TECNOLÓGICA e os seus ganhos de produtividade. A BIOMASSA e a COGERAÇÃO FER também apresentam custos adicionais, devendo, no entanto, ser ENQUADRADAS NUMA LÓGICA MAIS ABRANGENTE da cadeia de valor dos respectivos sectores

2

3

Notas: 1) Com base no cenário base de evolução dos combustíveis fósseis e CO2; 2) PCH – Pequenas centrais hídricas; 3) Com base no cenário base de evolução dos combustíveis fósseis e CO2Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

A comparação PRE-FER vs PRO deverá considerar a visão económica dos custos de geração ajustada para o período 2011-2030

Ajustamentos ao custo de geração – metodologia de cálculo aplicada a 2011-2030

Custo de Custo Geração + Sobrecusto + Terrenos CentraisPreço de

CUSTOPRO

1

85LIS-9970-08607-001-18.pptx


BENEFÍCIOS (CUSTOS EVITADOS) E CUSTOS – NÃO REFLECTIDOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA

Notas: 1) Assumindo que o valor das licenças de CO2 vendidas pelo Estado, é reincorporado no sistema como valor a deduzir ao custo PRE-FER; aplica-se ao período 2013-2030; 2) Imputado à PRE-FER em função da energia; benefício líquido de ajustamento do sobrecusto CAE e CMEC; 3) 4% geração PRE-FER (excl. 30% eólica); 4) Contrapartidas pagas ao Estado aquando do concurso de atribuição de capacidade, e que, se repercutido no sistema eléctrico, poderia reduzir a tarifa atribuída; 5) Custo das fontes controláveis PRO necessárias para garantir a segurança do abastecimento do sistema, dada a não controlabilidade das fontes PRE-FER; actual "garantia de potência" definida na lei, considerada como custo do sistema, não imputada na análise comparativa de tecnologias de geração


Custo de geração

económico


+ Sobrecusto CAE e CMEC

+ Terrenos CentraisPreço de mercado grossista AJUSTAMENTOS NA ESTRUTURA

TARIFÁRIA (PROVEITOS PERMITIDOS)


- CO2 PRO(deduzido à PRE-FER) 1)

- 2,5% municípios(eólica)

Tarifa feed-in

Custo de geração

económico

+ Custo backup da

PRE-FER 5)

- Contrapartidas do Estado 4)

- Perdas transporte

(evitadas) 3)

- Efeito ordem de mérito 2)

CUSTOPRE-FER

Nos cenários "A" e "B", a PRE-FER deverá apresentar um custo consolidado inferior a partir de 2020

Evolução da visão económica do custo unitário de geração – PRE-FER vs PRO[2011e-2030e; €/MWh]

A B C



100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020


1

86LIS-9970-08607-001-18.pptx

808593

115

8673

20302025202020152011


PROPRE-FER

868993110

8673

20302025202020152011

10089

93

87

103

73

20302025202020152011

Custo de geração PRE-FERCOM TENDÊNCIA PARA BAIXAR a prazo, fruto dos

benefícios líquidos

Num cenário de MAIOR PENETRAÇÃO DA PRE-FER, os custos unitários das PRE-FER e daPRO TENDEM A MANTER-SE

ALINHADOS

CONVERGÊNCIA(PRO ↑)

ALINHAMENTO DIVERGÊNCIA (PRE-FER ↓)


ALINHAMENTO DIVERGÊNCIA (PRE-FER ↓)


ALINHAMENTO

Nos cenários "A" e "B", a PRE-FER deverá apresentar um custo económico inferior ao da PRO



1

Diferencial de custo unitário da PRE-FER vs PRO [2011e-2030e; €/MWh]

-1%4%

A B C

-5% -2% -3% 1%5% -4% -2% -1% 1%5% -4% -0% 1%

100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020


∆ custo

87LIS-9970-08607-001-18.pptx1) Preços constantes considerando inflação média de 2%Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

-1%

13

ECONÓMICO

-8

-6

AJUSTADO

-2

-15

AJUSTADO s/ dedução de CO2

4% -5% -2% -3% 1%

2

13

ECONÓMICO

-2-4

AJUSTADO

-11


5% -4% -2% -1% 1%

303

13

-10


AJUSTADO ECONÓMICO

5% -4% -0% 1%

-18230 -247 -86 -104 51249 -198 -74 -24 79271 -192 -6 73

Num cenário de MAIOR PENETRAÇÃO DE PRE-FER, os BENEFÍCIOS

LÍQUIDOS ANULAM-SE devido ao custo de backup crescente da PRE-FER

VALOR das licenças deCO2 vendidas pelo Estado, é REINCORPORADO NO

SISTEMA

∆ custo geração [%]

Diferencial de custo médio anual 1)

[M€/ano]

Após 2020, a PRE-FER passa a ter um custo inferior à PRO - em termos acumulados, os cenários "A" e "B" apresentam um custo inferior –



Diferencial do custo da PRE-FER vs PRO – visão económica [2011e-2030e]

A

∑ 11-30 = -2.071 M€

TOTAL ACUMULADO A PREÇOS CONSTANTES 1)

-3%% CUSTO GERAÇÃO 5% 1% -4% -10%

414Ø -8100% PLANO

DIFERENCIAL DO CUSTO UNITÁRIO PRE-FER VS PRO [€/MWh]DESVIOUNITÁRIO (€/MWh)

DESVIO ACUMULADO PRE-FER VS PRO

1

88LIS-9970-08607-001-18.pptxNota: 1) Considerando inflação média de 2%Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

C

∑ 11-30 = -2.071 M€

∑ 11-30 = +1.462 M€-3

0513Ø 3

B∑ 11-30 = -447 M€

-19-5

614Ø -2

-30-12Ø -8

-1%% CUSTO GERAÇÃO 5% 2% -2% -7%

1%% CUSTO GERAÇÃO 5% 2% 0% -1%




2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

No cenário "A", na visão económica, todas as PRE-FER terão um custo inferior ao da PRO até 2030, com excepção da Fotovoltaica

Evolução do custo de geração económico por fonte – Cenário "A" [2011e-2030e; EUR/MWh]



> Eólica, PCH e RSUem parity a partir de 2012/2014

> Cog-FER em parity a partir de

> Biomassa em parity a partir de

A

140Fotovoltaico

2 3

CUSTOS DE GERAÇÃO AJUSTADOS PELA

METODOLOGIA – VISÃO ECONÓMICA


de 2012/2014 parity a partir de 2023

> Biomassa em parity a partir de 2028

40

60

80

100

120

202520202015 2030

PCH

Cog. FER

Eólica

RSU

Biomassa

PRO



2 3

No cenário "B", na visão económica, as fontes Eólica, RSU, PCH e cogeração FER terão um custo inferior ao da PRO até 2030

140

160

Fotovoltaico

Evolução do custo de geração económico por fonte – Cenário "B" [2011e-2030e; EUR/MWh]



> Cog. FER em


B


40

60

80

100

120

140

Biomassa

PRO

RSU

PCH

Cog. FER

2015 2020 2025

Eólica

2030

> Cog. FER em parity a partir de 2026

de 2012/2014



No cenário "C", na visão económica, apenas as fontes Eólica e PCHterão um custo inferior ao da PRO até 2030

140

160 Fotovoltaico

Evolução do custo de geração económico por fonte – Cenário "C" [2011e-2030e; EUR/MWh]



> Eólica, PCH e RSU

C

2 3


40

60

80

100

120

140

20252020 2030

RSU

PCH

2015

Eólica

Cog. FER

Biomassa

PRO


O custo de geração eólica e da PCH deverá ser inferior ao da PRO a partir de 2014 e, em termos acumulados, no período 2011-2030

A∑ 11-30 = -3.781 M€



-7

6

Ø -20

EÓLICA - DIFERENCIAL DO CUSTO UNITÁRIO VS PRO[2011e-2030e ; €/MWh]

DESVIO ACUM. (preços constantes1))

Diferencial do custo da PRE-FER vs PRO – visão económica por tecnologia (1/3)

∑ 11-30 = -224 M€

-15-6

6

Ø -14

PCH - DIFERENCIAL DO CUSTO UNITÁRIO VS PRO[2011e-2030e ; €/MWh]

DESVIO ACUM. (preços constantes1))

2 3

92LIS-9970-08607-001-18.pptx

C

Nota: 1) Considerando inflação média de 2%Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

-21-17-8

4

Ø -12

B

-35-21

-6

5

Ø -16

-45-27

-7 Ø -20

∑ 11-30 = -3.381 M€

∑ 11-30 = -2.780 M€




-7-5-7

5

Ø -4

-23-9-5

6

Ø -10

-34-15-6 Ø -14

∑ 11-30 = -166 M€

∑ 11-30 = -84 M€

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

312

Ø 0

No caso dos RSU, a passagem para regime de mercado no final do período de garantia, determina o resultado calculado para o diferencial



A∑ 11-30 = +44 M€∑ 11-30 = -88 M€

2

Ø -13

DESVIO ACUM. (preços constantes1)) DESVIO ACUM. (preços constantes1))

RSU - DIFERENCIAL DO CUSTO UNITÁRIO VS PRO[2011e-2030e ; €/MWh]

COGERAÇÃO FER - DIFERENCIAL DO CUSTO UNITÁRIO VS PRO [2011e-2030e ; €/MWh]

2 3


93LIS-9970-08607-001-18.pptx

-15-1

Ø 0

C

B




1813613Ø12

-2

7613Ø 6

∑ 11-30 = +302 M€

∑ 11-30 = +492 M€

2

-14-11

2Ø -5

-11-17-10

2

Ø -9

-20-23-12

Ø -13

∑ 11-30 = -59 M€

∑ 11-30 = -35 M€

Nota: 1) Considerando inflação média de 2%Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

O Solar e a Biomassa apresentam um custo unitário superior à PROao longo do período 2011-2030

∑ 11-30 = +1.529 M€



66110158

∑ 11-30 = +400 M€

182532A

DESVIO ACUM. (preços constantes2)) DESVIO ACUM. (preços constantes2))

SOLAR 1) - DIFERENCIAL DO CUSTO UNITÁRIO VS PRO[2011e-2030e ; €/MWh]

BIOMASSA - DIFERENCIAL DO CUSTO UNITÁRIO VS PRO [2011e-2030e ; €/MWh]

2 3


94LIS-9970-08607-001-18.pptx

6077103147

Ø 81

4273107152

Ø 75

2666110Ø 68

∑ 11-30 = +2.097 M€

∑ 11-30 = +2.783 M€

32312733Ø 31

15252733

Ø 24

21825

Ø17

∑ 11-30 = +632 M€

∑ 11-30 = +935 M€C

B




Notas: 1) Solar - Fotovoltaica; 2) Considerando inflação média de 2%Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

2011 - 15 2016 - 20 2021 - 25 2026 - 30

95LIS-9970-08607-001-18.pptx

F. Análise crítica da Política Tarifária

Análise crítica da Política Tarifária – Principais conclusões

> Da ANÁLISE DA ACTUAL POLÍTICA TARIFÁRIA, resultam SUGESTÕES DE ALTERAÇÃO DA METODOLOGIA DE CÁLCULO, consistentes com as análises do presente estudo, nomeadamente:

> O CUSTO DE GERAÇÃO DA PRO INCLUIR O SOBRECUSTO CAE E CMEC, para efeitos de cálculo do diferencial face à PRE

1


> O VALOR das licenças DE CO2 vendidas pelo Estado aos operadores térmicos, ser REINCORPORADO NO SISTEMA COMO VALOR A DEDUZIR AO CUSTO PRE-FER

> Por outro lado, verifica-se a necessidade de apresentar a INFORMAÇÃO TARIFÁRIA COM MAIOR CLAREZA, de modo a evitar distorções na sua leitura – p.e., da análise realizada à estrutura tarifária resulta que O ACTUAL DÉFICE TARIFÁRIO NÃO SE DEVE A UM DESVIO NO CUSTO DA PRE-FER, mas sim com o aumento dos preços dos combustíveis fósseis superior ao previsto

2

Análise crítica da Política Tarifária – sugestões de alterações à actual política tarifária, consistentes com as análises do presente estudo

RESUMO DOS PRINCIPAIS PROBLEMAS

> Diferencial de custo de regime especial (PRE) ("sobrecusto") não está separado entre renováveis (FER) e cogeração (NFER)

> Cálculo do diferencial de custo das PRE-FERcom base no preço do mercado grossista dá

SUGESTÕES DE POLÍTICA TARIFÁRIA

AJUSTES AO NÍVEL DA METODOLOGIA DE CÁLCULO

1. Custo de geração da PRO deverá incluir sobrecusto CAE e CMEC, para efeitos de cálculo do diferencial face à PRE

97LIS-9970-08607-001-18.pptx

97

com base no preço do mercado grossista dá uma visão distorcida da competitividade das renováveis, por não se ter em conta a totalidade dos custos da geração em regime ordinário

> Custo de Interesse Económico Geral (CIEG) tem vindo a aumentar significativamente, por causas não apenas imputáveis às renováveis

> Informação apresentada pelo reguladordeveria apresentar maior detalhe para evitar distorções na leitura


INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE

2. Custo de geração da PRE-FER não deverá incluir contrapartidasmunicipais (2,5% da eólica), que deverão ser consideradas como uma natureza distinta nos CIEG

3. O valor das licenças de CO2 vendidas pelo Estado aos operadores térmicos, deverá ser reincorporado no sistema como valor a deduzir ao custo PRE-FER

4. Alteração do conceito "sobrecusto" para um com uma conotação menos negativa (ex: diferencial)

5. Separação do diferencial PRE entre FER (renováveis) e NFER(cogeração)

6. Autonomização da PRE-FER e PRE-NFER do CIEG

7. Apresentação do detalhe da origem do défice tarifário, permitindoidentificar o contributo das renováveis

Os CIEG têm vindo a aumentar – a incorporação de custos de geração nessa parcela, contribui para uma visão distorcida da estrutura tarifária

Outros4,6

2%4,45%

5,1

24%5%4%

Estrutura tarifária – visão actual [2009-2011e; Bn€]

ESTRUTURA DOS PROVEITOS PERMITIDOS ESTRUTURA DOS CIEG

1,86

Peso PRE-FERna Tarifa[%]

3% 15% 14%

1 AJUSTES AO NÍVEL DA METODOLOGIA DE CÁLCULO –REVISÃO DO CUSTO DE ENERGIA PRO E PRE-FER

98LIS-9970-08607-001-18.pptx

Energia

Redes

CIEG 1)

2011e

29%

28%

41%

2010

40%

29%

26%

5%

2009

67%

24%

Nota: 1) Custos de Interesse Económico Geral; 2) Inclui medidas de estabilidade e crescimento (DL 165/2008)Fonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants

0,660,66

0,56

0,15

0,14 CAE & CMEC

PRE-FER

PRE-NFER

Outros 2)

2011e

1,86

0,73

2010

1,16

0,55

2009

0,28

0,22

> A estrutura tarifária actual apresenta uma VISÃO DISTORCIDA DO "CUSTO DE ENERGIA" ao não reflectir nessa parcela a totalidade dos custos das tecnologias em regime de mercado ( PRO) - custos CAE & CMEC incluídos nos CIEG, sendo custos de geração PROcontratualizados

> "SOBRECUSTO" DA PRE-FER encontra-se SOBRESTIMADO, uma vez que é calculado como um DIFERENCIAL face ao PREÇO DE MERCADO GROSSISTA

Estrutura tarifária – visão ajustada [2009-2011e; Bn€]

ESTRUTURA DOS PROVEITOS PERMITIDOS ESTRUTURA DOS CIEG

CIEG 1)

Outros4,6

15%2%4,4

6%5%

5,1

24%1%4%

Uma afectação de todos os custos de geração PRO ao "Custo de Energia" resultaria numa redução dos CIEG de 41% para 15% dos proveitos

Peso PRE-FERna Tarifa[%]

2% 9% 8%


99LIS-9970-08607-001-18.pptxNota: 1) Custos de Interesse Económico Geral; 2) Inclui medidas de estabilidade e crescimento (DL 165/2008)Fonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants

0,38 0,36

0,350,07

0,09 PRE-FER

PRE-NFER

Outros 2)

2011e

0,65

2010

0,27

2009

0,03

Energia

Redes

CIEG 1)

2011e

55%

28%

15%

2010

60%

29%

6%5%

2009

72%

24%

> Com o AJUSTAMENTO DO "CUSTO DE ENERGIA", reflectindo a totalidade dos custos da PRO, os CIEG PASSAM DE 41% PARA 15%

> "SOBRECUSTO" DA PRE-FER passa a reflectir o DIFERENCIAL ENTRE O CUSTOS UNITÁRIO DE GERAÇÃO AJUSTADO da PRO(Preço de Mercado Grossista + Terrenos das Centrais + Sobrecusto CAE e CMEC) e o da PRE-FER (Tarifa feed-in – 2,5% eólicas)

A imputação do CAE e CMEC ao custo de energia, tal como acontecia antes de 2008, garante um custo da PRO mais realista

ACTUAL CMEC

CAE

Diferencial PRE-FER

Custo

> Preço da pool é utilizado como base de referência para o cálculo do diferencial de custo face à PRE-FER

Revisão do custo de energia PRO – contexto da sugestão


100LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants

PROPOSTA

Custo poolCustoenergia

CAE

Diferencial PRE-FER

Custo pool

CMECCustoreal da energia

> CAE e CMEC incluídos no CIEG, não estando incluídos no custo da energia

> Custo real da energia da PRO, deverá incluir o preço da pool e também todos os restantes custos da PRO, nomeadamente sobrecusto CAE e CMEC

> Até 2007 o sobrecusto CAE e CMECestavam imputados ao custo da energia, tendo em 2008 sido alocados ao CIEG

A imputação do sobrecusto CAE e CMEC ao custo de energia implica menos 122 M€ de custos para domésticos, comércio e serviços

EFEITOSIMPACTOS CONSUMIDOR DOMÉSTICO, COMÉRCIO E SERVIÇOS

1 Diferencial de custo PRE-FER passa a ser menor por

Revisão do custo de energia PRO[2010; M€]


101LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: ERSE; REN; INE; Roland Berger Strategy Consultants

1 Diferencial de custo PRE-FER passa a ser menor por aumento do custo da energia (mantém a imputação em função do número de clientes)

2 Parte do antigo diferencial PRE-FER é integrado no custo da energia, passando a ser imputado em função das quantidades (e não do número de clientes)

-203

+81

-122

∑∑∑∑ Redução do custo de geração dos consumidores Domésticos, Comércio e Serviços

Nota: Comércio representa 15% do total da população em empregada enquanto os outros serviços representam 46%

Redução da factura média em 4%2)

O conceito de "sobrecusto" deveria ser alterado, adoptando-se uma designação sem conotação negativa

SUGESTÕES(PARA DISCUSSÃO)

i. Alteração do conceito "sobrecusto" para

RACIONAL DA SUGESTÃO

> Evitar conotação negativa do termo "sobrecusto"

VISÃO ACTUAL

MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –ADOPÇÃO DE UM CONCEITO MENOS NEGATIVO PARA DIFERENCIAL PRO VS PRE-FER

Adopção de um conceito de "sobrecusto" menos negativo

1


"sobrecusto" para um com uma conotação menos negativa (ex: diferencial)

termo "sobrecusto"

BENCHMARKING

> Regulador Italiano designa o sobrecusto do regime especial de "custo a recuperar na tarifa"> Diferencial PRE corresponde à parte da tarifa

PRE não incluído no preço de mercado

Em Itália o sobrecusto do regime especial tem a designação de "custo a recuperar na tarifa"

BENCHMARKING INTERNACIONAL LESSONS LEARNED

> Desagregação do custo de geração de regime especial em duas parcelas:Desagregação dos custos de geração de

Benchmarking internacional de suporte às sugestões tarifárias

MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –ADOPÇÃO DE UM CONCEITO MENOS NEGATIVO PARA DIFERENCIAL PRO VS PRE-FER

1

103LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: AEEG; Roland Berger Strategy Consultants

especial em duas parcelas:

– "Proveitos da venda de electricidade" –equivalente ao "custo da energia" em Portugal

– "Custos a serem recuperados na tarifa" –equivalente ao "sobrecusto" em Portugal

Desagregação dos custos de geração deregime especial na Itália

(EUR M)

RACIONAL DA SUGESTÃOSUGESTÕES(PARA DISCUSSÃO)VISÃO ACTUAL

O diferencial de custo PRE deveria ser separado entre FER e NFERe autonomizado do CIEG dada a sua dimensão e fraca visibilidade

> Clarificação do contributo das renováveis para o diferencial PRE

> Peso dos componentes do CIEG

i. Separação do diferencial PRE entreFER (renováveis) e

PROVEITOS PERMITIDOS[2010; EUR M]

COMPOSIÇÃO DO CIEG1)

[2010; %]

Separação e autonomização do diferencial PRE-FER e NFER

MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –SEPARAÇÃO E AUTONOMIZAÇÃO DA PRE-FER E PRE-NFER

1

104LIS-9970-08607-001-18.pptx

> Peso dos componentes do CIEGnos proveitos permitidos justifica uma autonomização

> Clarificação do conteúdo do CIEG

> Evitar associação incorrecta do CIEG e da PRE às renováveis

FER (renováveis) e NFER (cogeração)

ii. Autonomização da PRE-FER e PRE-NFER do CIEG

Fonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants

> Diferencial PRE não aparece separado entre FER(renováveis) e NFER (cogeração)

> CIEG inclui um elevado número de parcelas, de distintas naturezas e com elevado peso no total

> Do total do CIEG, o diferencial PRE pesa 50%, CMEC 19% e CAE 15%

2010

4.446

1.736

1.158

1.519

34

Custo da energia

CIEG

Redes

OutrosOutros

16%

CAE 15%

CMEC

19%

Diferencial PRE50%

BENCHMARKING

> Regulador Alemão separa e autonomiza o diferencial PRE-FER e PRE-NFER

Os proveitos permitidos poderiam aparecer em termos unitários, permitindo uma melhor percepção da sua composição

SUGESTÕES

i. Apresentação dos proveitos permitidos em valores unitários (€/ MWh) e com o

(EUR M)

VISÃO ACTUAL

> Maior sensibilidade e facilidade de compreensão dos consumidores a valores unitários


MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS UNITÁRIOS

Visão dos proveitos permitidos unitários e de custo da energia

1


(€/ MWh) e com o peso das rubricas

ii. Apresentação dos proveitos permitidos aplicados a uma factura média mensal do consumidor (€/ mês)

> Proveitos permitidos em milhões de euros

unitários

BENCHMARKING

> Reguladores Alemão e Espanhol apresentam os proveitos permitidos unitários (ex: c€/ KWh), e aplicados a uma factura média mensal (ex: €/ mês)

O regulador Espanhol e Alemão apresentam os proveitos permitidos em termos unitários e aplicados a uma factura média mensal (Alemão)

Benchmarking internacional de suporte às sugestões tarifáriasBENCHMARKING INTERNACIONAL LESSONS LEARNED

> Apresentação do custo de geração em regime

MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS UNITÁRIOS

1

106LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety; CNE; Roland Berger Strategy Consultants

> Apresentação das rubricas de proveitos permitidos aplicadas a uma factura média mensal (ex: €/ mês)

Apresentação das várias rubricas de proveitos permitidos em termos unitários e aplicados a uma factura média mensal

> Apresentação do custo de geração em regime especial, em termos de valores absolutos (EURM) e valores unitários (c€/ KWh)

Os proveitos permitidos poderiam aparecer numa visão agregada das várias fases da cadeia de valor

SUGESTÕES

i. Agregação dos proveitos permitidos relacionados com as fases da cadeia de

(EUR M)

VISÃO ACTUAL

> Visão única sobre o custo da energia, à semelhança do que acontece com outras utilities ebens e serviços


Visão dos proveitos permitidos numa lógica de custo da energia

MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DO CUSTO DA ENERGIA

1


fases da cadeia de valor da electricidade (geração, transporte, distribuição e comercialização)

> Separação dos proveitos permitidos de transporte, distribuição e comercialização

bens e serviços

BENCHMARKING

> Regulador Alemão agrega os proveitos permitidos de geração, transporte e comercialização, separando apenas impostos ediferenciais de custos

O regulador Alemão apresentam os proveitos permitidos numa lógica de custo de energia agregando as várias fases da cadeia de valor

Benchmarking internacional de suporte às sugestões tarifárias

BENCHMARKING INTERNACIONAL LESSONS LEARNED

MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DO CUSTO DA ENERGIA

1

108LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety; CNE; Roland Berger Strategy Consultants

> Agregação dos proveitos permitidos relacionados com a geração, transporte, distribuição e comercialização

> Separação do custo de energia de diferenciais de custos e outros impostos

SUGESTÕES(PARA DISCUSSÃO)VISÃO ACTUAL RACIONAL DA SUGESTÃO

> Garantir uma maior visibilidade das

(EUR)

i. Apresentar o défice tarifário por fonte energética,

A dimensão do défice tarifário justifica maior visibilidade do mesmo, desagregado por fontes energéticas

MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DO DÉFICE TARIFÁRIO POR FONTE ENERGÉTICA

Visão do défice tarifário por fonte energética

2


visibilidade das causas do défice tarifário

> Clarificar o impacto dasrenováveis no défice tarifário

> Défice tarifário não está desagregado porfonte energética

> Não existe uma indicação do contributodas renováveis para o défice tarifário

(EUR) por fonte energética, permitindo identificar ocontributo das renováveis

O actual défice tarifário não tem origem na PRE - resultou de uma decisão de não repercutir na tarifa a subida prevista para o custo da energia

Detalhe da dívida tarifária de Portugal – estrutura apresentada pela ERSE[2010; EUR M]

1.892

56

212

2.048

447

> O DÉFICE TARIFÁRIO IMPUTADO À PRE EM 2009 (22%) deve-se a uma decisão

2 MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DO DÉFICE TARIFÁRIO POR FONTE ENERGÉTICA

110LIS-9970-08607-001-18.pptxNotas: 1) Convergência tarifária das Regiões Autónomas e défice de BT de 2006/2007; 2) Défice a recuperar num período de 15 anos, acrescido de jurosFonte: ERSE – Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica em 2009 (Dezembro 2008); Roland Berger Strategy Consultants

Dívida tarifária 2010

Juros acumulados

56

AmortizaçõesDéfice total 2009

Sobrecusto PRE

Desvio custo energia CUR 2007 & 2008

1.276

Défice tarifário

final 2008 1)

325

NÃO REPERCUTIDOS NAS TARIFAS DE 2009 2)

(aplicação do DL 165/2008)

(22%) deve-se a uma decisão de não repercutir o "sobrecusto" PRE em 2009, ao contrário da prática seguida nos anos anteriores – não está relacionado com um desvio não previsto

> O PLANO DE AMORTIZAÇÃO DO DÉFICE JÁ ESTÁ INCORPORADO NAS TARIFAS - não irá contribuir para aumentos futuros nas tarifas

Afectação de 22% do DÉFICE TARIFÁRIO de 2009 à PRE –não tem origem num desvio

não previsto na PRE, devendo ser imputado ao custo de energia da CUR

A APREN deveria ter 2-3 períodos distintos de comunicação ao mercado, após comunicação de informação relevante da ERSE e REN

Momentos no processo de comunicação da APREN

111LIS-9970-08607-001-18.pptx1) APREN poderia antecipar visão tarifária real de N para Outubro caso integre o Conselho Tarifário da ERSE e a informação não seja confidencialFonte: Roland Berger Strategy Consultants

PERÍODO DO ANO

CONTRIBUTO APREN

INFORMAÇÃO DISPONIBILIZADA

> MÊS DE DEZEMBRO N 1)

> Contributo real das renováveis para a geração total de electricidade

> Apuramento dos load factors por fonte

> MÊS DE JANEIRO N+1

> Dados da produção real por fonte energética de N

> Visão tarifária real de N

> Visão tarifária estimada para N+1

> Diferencial do custo PRE-FER

> Contributo da PRE-FER para os desvios tarifários (se existirem)

112LIS-9970-08607-001-18.pptx

G. Considerações finais

> O actual SISTEMA DE INCENTIVOS À PRE-FER é COMPETITIVO, em comparação com o de outros países Europeus, apresentando na tecnologia com maior peso no mix PRE-FER – EÓLICA – a TARIFA FEED-INMAIS BAIXA dos países analisados

> A CONTRIBUIÇÃO DA PRE-FER ao nível de IMPORTAÇÕES EVITADAS DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS (gás natural e carvão) e CUSTOS EVITADOS DE CO é relevante – no período analisado (2005-2030) totaliza

Considerações finais do estudo (1/2)

113LIS-9970-08607-001-18.pptx

(gás natural e carvão) e CUSTOS EVITADOS DE CO2 é relevante – no período analisado (2005-2030) totaliza cerca de 35.000 M€, i.e., 1.400 M€/ANO

> Perspectiva-se A PRAZO, que a PRE-FER, em termos globais, apresente um CUSTO ECONÓMICO INFERIOR FACE À PRO, nos cenários de menor penetração de renováveis. As tecnologias mais maduras, como a EÓLICA e a PCH, deverão apresentar, já em 2014, um CUSTO ECONÓMICO MAIS BAIXO que a PRO. Por outro lado, nas tecnologias menos maduras, como é o caso da SOLAR, ou com custos associados superiores, como a BIOMASSA, os seus CUSTOS MANTÊM-SE SUPERIORES AO DA PRO NO PERÍODO ANALISADO


> Deste modo, NÃO SE JUSTIFICA EQUACIONAR UM CENÁRIO DE "ESTAGNAÇÃO DA PRE-FER", o qual SERIA PENALIZADOR PARA O DESENVOLVIMENTO DO SECTOR ELÉCTRICO em Portugal, atendendo à comparação dos custos das tecnologias PRE-FER face às alternativas PRO, evidenciada no estudo, em particular, nas tecnologias mais maduras com custos económicos inferiores

> Atendendo à análise da POLÍTICA TARIFÁRIA realizada e suas implicações no desenvolvimento futuro da

Considerações finais do estudo (2/2)

114LIS-9970-08607-001-18.pptx

> Atendendo à análise da POLÍTICA TARIFÁRIA realizada e suas implicações no desenvolvimento futuro da PRE-FER, o CÁLCULO AJUSTADO DOS CUSTOS DE GERAÇÃO PRO E PRE-FER e a REINCORPORAÇÃO DO VALOR DAS LICENÇAS DE CO2 NO SISTEMA, COMO VALOR A DEDUZIR AO CUSTO PRE-FER, são dois temas que deverão merecer uma actuação no curto prazo

> A importância do sector eléctrico na economia, o nível de sensibilidade do consumidor relativamente aos temas passados para a opinião pública e a situação económica do País, exigem que os vários STAKEHOLDERS DO SECTOR empreendam um esforço conjunto no sentido de CONTRIBUÍREM PARA UMA MAIOR CLARIFICAÇÃO dos custos e benefícios reais das várias tecnologias


Glossário (1/7)

CONCEITO DESCRIÇÃO

> ALTA TENSÃO

> BAIXA TENSÃO

> BAIXA TENSÃO

> Tensão cujo valor entre fases é igual ou superior a uma tensão dada (variável de país para país). Em numerosos países da Europa,entende-se por alta tensão a tensão superior a 1.000 volts

> Tensão cujo valor entre fases é inferior a uma tensão dada, variável de país para país (geralmente 1000 volts). Em Portugal, a baixa tensão entre fases tem geralmente o valor de 380 volts

> Potências contratadas superiores a 41,4 kVA

115LIS-9970-08607-001-18.pptx

> BAIXA TENSÃO ESPECIAL

> BAIXA TENSÃO ORDINÁRIA

> BIOGÁS

> Potências contratadas superiores a 41,4 kVA

> Fornecimentos ou entregas em BT para potências contratadas iguais ou inferiores a 41,4 kVA. Inclui os fornecimentos destinados a Iluminação Pública (IP)

> Combustível com origem na degradação biológica anaeróbica da matéria orgânica contida nos efluentes agro-pecuários, agro-industriais ou urbanos e nos aterros de Resíduos Sólidos Urbanos, sendo constituído por uma mistura de gases: o metano (CH4) em percentagens que variam entre os 50% e os 70% e o restante essencialmente dióxido de carbono (CO2). A produção de biogásenquadra-se no conceito de produção em regime especial

> BIOMASSA > Matéria orgânica, quer seja de origem vegetal quer animal, que pode ser utilizada como fonte de energia. A biomassa tem origem na fotossíntese, através da qual os produtores primários fixam o CO2 da atmosfera, utilizando a energia da radiação solar e o transformam na matéria que compõe as plantas. Tipos de biomassa que são usados para fornecer energia: (i) resíduos, incluindo-senestes os resíduos florestais e os das indústrias da fileira florestal, (ii) os resíduos agrícolas e das industrias agro-alimentares bem como os seus efluentes, (iii) excreta animal proveniente das explorações pecuárias, (iv) a fracção orgânica dos resíduos sólidos urbanos, (v) esgotos urbanos, (vi) culturas energéticas incluindo as culturas de curta rotação

Fonte: EDP; INE; DGEG; ERSE; Portal Energias Renováveis; Portal da Energia; Instituto Camões; Eurostat; Galp Energia

Glossário (2/7)

> COGERAÇÃO

> COGERAÇÃORENOVÁVEL

> Produção combinada de energia eléctrica e energia térmica. A produção de electricidade a partir de centrais de cogeraçãoenquadra-se no conceito de produção em regime especial

> Cogeração com recursos renováveis tais como biocombustíveis sólidos, biocombustíveis gasosos com origem industrial e biocombustíveis gasosos com origem em aterro sanitário. A utilização destes recursos em sistemas de cogeração permite, além do aspecto fundamental da valorização energética, benefícios não quantificáveis tais como o escoamento de resíduos/sub-produtosarmazenados, eliminação de odores, minimização de impactes ambientais sobre a camada de ozono, etc. São ainda utilizados em


116LIS-9970-08607-001-18.pptx

> CONTRATO DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA (CAE)

armazenados, eliminação de odores, minimização de impactes ambientais sobre a camada de ozono, etc. São ainda utilizados em cogeração outros combustíveis renováveis nomeadamente gás de coque, gás de refinaria e gás de pirólise, entre outros. A produção de electricidade a partir de centrais de cogeração enquadra-se no conceito de produção em regime especial.

> Contrato celebrado ao abrigo do Decreto-Lei n.º 183/95, de 27 de Julho, entre um produtor vinculado e a entidade concessionária da RNT, através do qual o produtor se comprometeu a vender à entidade concessionária da RNT a capacidade total da instalação produtora de acordo com as condições técnicas e comerciais nele estabelecidas, tendo a REN Trading, ao abrigo do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de Agosto, sucedido à entidade concessionária da RNT na sua posição contratual relativamente aos contratos não cessados de acordo com os mecanismos previstos no Decreto Lei n.º 240/2004, de 26 de Dezembro


> CUSTOS PARA A MANUTENÇÃO DO EQUILÍBRIO CONTRATUAL (CMEC)

> Custos definidos nos termos do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de Dezembro, em resultado da cessação dos CAE. Esta cessação confere a um dos seus contraentes o direito a receber, a partir da data da respectiva cessação antecipada, uma compensação pecuniária, designada por CMEC, destinada a garantir a manutenção do equilíbrio contratual entre as partes contraentes, subjacente ao respectivo CAE, e a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados por esse contrato que não sejam adequadamente assegurados através das receitas expectáveis em regime de mercado

Glossário (3/7)

> ENERGIA DAS ONDAS

> ENERGIA ÉOLICA

> Consiste na energia mecânica originada pela movimentação da camada superficial da água do mar pelo vento ou por fenómenos geológicos, e que é proporcional ao quadrado da amplitude e ao período de movimento da onda. Esta tecnologia é relativamente nova e, actualmente, considera-se que ainda não é economicamente competitiva com outras tecnologias mais maduras, como o caso da energia eólica. A produção de electricidade com base na energia das ondas enquadra-se no conceito de produção em regime especial

> Consiste no aproveitamento da energia cinética contida no vento para produzir energia mecânica, através da rotação das pás, transformando-a em energia eléctrica através de um gerador eléctrico. A energia eléctrica produzida num parque eólico é evacuada


117LIS-9970-08607-001-18.pptx

transformando-a em energia eléctrica através de um gerador eléctrico. A energia eléctrica produzida num parque eólico é evacuadaatravés de uma linha eléctrica com ligação a uma subestação que permite a alteração de média para alta tensão, permitindo, assim, a ligação ao sistema nacional de distribuição de energia. Entre as formas de produção de energia eléctrica a partir de fontes renováveis, a tecnologia que permite a produção de energia eléctrica a partir do vento é a tecnologia mais testada e amadurecida. A produção de electricidade a partir do vento enquadra-se no conceito de produção em regime especial

> ENERGIA FOTOVOLTAICA

> Energia gerada por painéis contendo células fotovoltaicas ou solares que, sob a incidência do sol, produzem energia eléctrica. A conversão directa de energia solar em energia eléctrica é realizada nas células solares através do efeito fotovoltaico que consiste na geração de uma diferença de potencial eléctrico através da radiação. O efeito fotovoltaico ocorre quando fotões (energia que o sol carrega) incidem sobre átomos (no caso átomos de silício), provocando a emissão de electrões, gerando corrente eléctrica. Este processo não depende da quantidade de calor, pelo contrário, o rendimento da célula solar cai quando sua temperatura aumenta. A produção de electricidade a partir do sol enquadra-se no conceito de produção em regime especial


> ENERGIA HIDRÁULICA > Energia potencial e cinética das águas. A produção de electricidade a partir de centrais hidroeléctricas (com potência superior a 30 MW) enquadra-se no conceito de produção em regime ordinário

Glossário (4/7)

> ENERGIA NÃO RENOVÁVEL

> ENERGIA NUCLEAR

> Energia produzida a partir de fontes esgotáveis existentes na natureza, como combustíveis fósseis (ex: carvão, petróleo e gás natural)

> Energia associada às modificações da constituição do núcleo de um átomo. Esta energia pode ser libertada durante um processo de desintegração radioactiva (usando materiais altamente radioactivos, como, por exemplo, o urânio). Nas centrais nucleares, as reacções nucleares em cadeia são controladas de modo a que esta energia seja libertada de forma gradual, sob a forma de calor. Tal como acontece nas centrais que usam combustíveis fosseis, o calor é utilizado para produzir vapor de água que, por sua vez, irá


118LIS-9970-08607-001-18.pptx

como acontece nas centrais que usam combustíveis fosseis, o calor é utilizado para produzir vapor de água que, por sua vez, irá accionar uma turbina, conseguindo, assim, gerar energia eléctrica. A sua produção enquadra-se no regime ordinário

> ENERGIA PRIMÁRIA > Energia que pode ser utilizada directamente ou que vai ser sujeita a transformação, incluindo a energia utilizada nos processos de transformação e as perdas inerentes a esses processos. Engloba os recursos energéticos não renováveis (carvão mineral, petróleo bruto, gás natural e minérios radioactivos), os recursos renováveis (radiação solar directa, biomassa, resíduos industriais, hidroelectricidade, vento, geotermia, energia térmica dos oceanos, marés, ondas e correntes marítimas) e a fracção renovável dos resíduos sólidos urbanos

> ENERGIA RENOVÁVEL > Energia produzida a partir de fontes inesgotáveis existentes na natureza

> ENERGIA SOLAR TÉRMICA

> Energia que utiliza a radiação solar principalmente para o aquecimento de águas, podendo também produzir-se vapor e electricidade. A produção de electricidade a partir de energia solar térmica enquadra-se no conceito de produção em regime especial

> FUELÓLEO > Último produto da destilação do petróleo, que tem grande aplicação como combustível em estufas (fogões), caldeiras, fornos e motores de combustão interna

> GÁS NATURAL > Mistura de hidrocarbonetos leves encontrada no subsolo, na qual o metano tem uma participação superior a 70% em volume


Glossário (5/7)

> MÉDIA TENSÃO

> MIBEL

> MINI-HÍDRICAS

> Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV

> Constitui um mercado regional de energia eléctrica, permitindo aos consumidores no espaço ibérico adquirir energia eléctrica numregime de livre concorrência, a qualquer produtor ou comercializador que actue em Portugal ou Espanha

> Central hidroeléctrica de pequena dimensão (capacidade instalada inferior a 10 MW). A produção de electricidade a partir de mini-hídricas enquadra-se no conceito de produção em regime especial


119LIS-9970-08607-001-18.pptx

> MUITO ALTA TENSÃO

> OMIP > Bolsa de derivados do MIBEL, sendo assim responsável pela negociação de contratos de derivados cujo activo subjacente é a electricidade e afins, disponibilizando contratos futuro, forward e swap . A negociação no mercado processa-se em contínuo ou em leilão

> PETRÓLEO > Mistura, em proporções variáveis, de hidrocarbonetos e que nas condições normais é um líquido negro, em geral menos denso que a água, e mais ou menos fluido, de acordo com a sua origem. A unidade de medida é tipicamente o Barril de Brent com 159 litros

> POTÊNCIA INSTALADA

> Valor correspondente à soma das potências nominais dos equipamentos

> PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE A PARTIR DE BIOMASSA

> Produção efectuada em unidades de produção de energia termoeléctrica baseada na queima de biomassa florestal, industrial ou animal numa caldeira que produz vapor que acciona uma turbina que, por sua vez, produz electricidade. No caso de uma central de cogeração, o calor residual originado nos processos termodinâmicos de geração de energia eléctrica é também aproveitado. A produção está dependente do regular fornecimento da biomassa utilizada, nas condições específicas de humidade que permitem uma queima e produção de energia eléctrica mais eficientes. A produção de electricidade com base em biomassa enquadra-se no conceitode produção em regime especial

hídricas enquadra-se no conceito de produção em regime especial

> Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV


Glossário (6/7)

> PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE A PARTIR DO CARVÃO

> PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE A PARTIR DO FUELÓLEO

> Produção efectuada em unidades de produção de energia termoeléctrica a carvão. Baseia-se na queima deste combustível numa caldeira que, como resultado, produz vapor que acciona uma turbina que, por sua vez, produz electricidade.

> Produção efectuada em unidades de produção de energia termoeléctrica a fuelóleo. Baseia-se na queima deste combustível numa caldeira que, como resultado, produz vapor que acciona uma turbina que, por sua vez, produz electricidade. A capacidade instalada deste tipo de tecnologia tem vindo a ser reduzida em detrimento de outras tecnologias, como por exemplo o gás natural. A produção


120LIS-9970-08607-001-18.pptx

PARTIR DO FUELÓLEO

> PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE A PARTIR DO GÁS NATURAL

deste tipo de tecnologia tem vindo a ser reduzida em detrimento de outras tecnologias, como por exemplo o gás natural. A produção de electricidade em centrais a fuelóleo enquadra-se no conceito de produção em regime ordinário.

> PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE)

> No quadro legal vigente 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.

> Produção efectuada mediante a queima de gás natural que, como resultado, produz vapor que acciona uma turbina que, por sua vez, produz electricidade. No caso de uma central a Ciclo Combinado, utiliza-se a elevada temperatura dos gases de escape da turbina de gás para produzir vapor, que move uma segunda turbina. Trata-se de uma tecnologia madura e é aquela que, actualmente, permite atingir o mais alto nível de eficiência de produção de electricidade a partir de combustíveis fósseis e o menor nível de emissões de CO2 por unidade de energia eléctrica produzida. A produção de electricidade a partir do gás natural enquadra-se no conceito de produção em regime ordinário.


Glossário (7/7)

> RESÍDUOS SÓLIDOS URBANOS (RSU)

> Resíduo doméstico ou similar da indústria, comércio ou serviços na sua fracção biodegradável que é incinerado em instalações específicas para a produção de electricidade. A produção de electricidade com base em RSU enquadra-se no conceito de produção em regime especial


> PRODUÇÃO EM REGIME ORDINÁRIO (PRO)

> A que não se enquadra no regime PRE e está em regime de mercado. Inclui as grandes hídricas, e as centrais térmicas a carvão, fuelóleo ou gás natural

121LIS-9970-08607-001-18.pptx

> SALDO IMPORTADOR LÍQUIDO

em regime especial

> Diferença entre as importações e exportações de energia eléctrica.

> W > O watt é a potência de um sistema energético no qual é transferida uniformemente uma energia de 1 joule durante 1 segundo (unidade de potência)

> Wh > Um Wh é a quantidade de energia utilizada para alimentar uma carga com potência de 1 watt pelo período de uma hora.


122LIS-9970-08607-001-18.pptx

Anexo 1 - Metodologia de funcionamento do Modelo MEG

Os preços grossistas dependem da oferta e procura no mercado – no longo prazo, reflectem o custo total da tecnologia marginal

Preço Grossista(EUR/MWh)

DEFINIÇÃO DE PREÇOS GROSSISTAS PRINCIPAIS DRIVERS DO PREÇO

Procura Ponta

Procura Cheio

Procura Vazio

Margem de Cobertura(Capacidade/ Ponta Consumo)

> Capacidade disponível no mercado

> Sobrecapacidade implica menores ofertas

Competitividade > Estrutura de custo por adição Ppico

123LIS-9970-08607-001-18.pptxMAD-08427-

Competitividade do mix & composição da zona intermédia da Ordem de Mérito

> Estrutura de custo por adição ou descomissionamento por tecnologia

> Nível de fuel e CO2

> Tecnologia marginal

Restrições –normalmente, consideradas neutras no longo prazo

> Existência ou não de quotas de carvão ou TOPs1) no gás

> Questões operacionais 2), incentivos à competitividade/ portfolio podem provocar determinadas decisões

1) "Take Or Pays"2) "Ramp ups/downs"; restrições de rede

Pshoulder

Pvale

MWPreço oferecido por cada central/tecnologia

Zona intermédia da Ordem de Mérito –

tecnologias marginais

Não previsíveis > Chuvas, ventos, etc. – ano médio no longo prazo


INPUTS ALGORITMOS RESULTADOS

Base de dados de centrais de produção térmica na

Europa

Ordem de mérito

Custos de geração

Capacidade real

Emissões de CO2 da UE, país, região, parque, grupo, player, tecnologia, ano, etc

Restrições

Primeiro equilíbrio O/P

O MEG está estruturado em 3 blocos: inputs, algoritmos e resultados – modelo actualizado e validado para o estudo da APREN

124LIS-9970-08607-001-18.pptx

Europa

Geração de energia renovável

Procura de electricidade por mercado

Fluxos de interligações

mérito

Procura térmica

Equilíbirio O/P final

Margem de cubertura

Procura

Capacidade realPreço grossista em cada mercado

Implicações económicas para o mercado por player, parque, etc)

Perfil da oferta (tecnologia) por país

Análise da substituição de carvão e gás

Capacidade de interligação

Capacidade para colocar diferentes hipóteses

Cálculos automáticos Resultados automáticos do modelo

equilíbrio O/P

Procura ajustada


Embora o MEG já estivesse construído, teve que ser ajustado para responder às necessidades do estudo

Principais actualizações/ ajustes no modelo grossista para Portugal / Ibéria

ALTERAÇÃO / ACTUALIZAÇÃO

INPUTS

> Últimas previsões dos preços de combustíveis fósseis> Actualização da base de dados de centrais de geração (em funcionamento e

projectadas para o futuro)

BLOCOS

> Restrições> Base de dados de centrais de geração

125LIS-9970-08607-001-18.pptx

> Preparação do algoritmo para cenários de pool parity:– Fim dos incentivos / aumento da competitividade do custo de geração das

renováveis– Incorporação da capacidade de geração renovável na ordem de mérito

> Preparação de cenários de interligações – preços em Portugal vs. Ibéria

ALGORITMO

INPUTSprojectadas para o futuro)

> Acréscimos de capacidade de geração específicos para Ibéria / Portugal> Previsões da procura (factores macro, sazonalidade, clima, entre outros)> Evolução dos custos de geração (regime especial e ordinário)

RESULTADOS

> Ordem de mérito> Procura térmica> Fluxos de interligações> Equilibrio O/P

de geração> Geração de energia renovável

> Procura de electricidade

> Preparação de análises de cenários para preços dos combustíveis, mix de capacidade de geração (térmica e renovável), tecnologia marginal, margem de cobertura, factores de carga (regimes ordinário e especial)

> Análise do impacto económico de cada cenário (preços de energia, margens para o produtor, integração Portugal / Ibéria)

> Análise da substituição de carvão e gás

> Implicações no mercado grossista


O Modelo da Electricidade foi revisto e actualizado extensivamente para a Ibéria – enfoque em Portugal

1

> Actualização do custo de geração

– Taxa de calor, emissões de

OFERTA

> 120 blocos de procura por ano

> 4 períodos horários (compatíveis com a ponta,

> Preço grossista ao mercado

> Tecnologia marginal

2 PROCURA 3 ENCONTRO O/P 4 RESULTADOS

> Algoritmo de encontro entre oferta e procura exaustivo

– Ordem de mérito para cada

Modelo Grossista de Electricidade – actualizado a 2011 e enfocado em Portugal

126LIS-9970-08607-001-18.pptx

– Taxa de calor, emissões de CO2

– Custo total (O&M, investimento)

– Custo da geração com tecnologias renováveis

> Actualização (Dez 10) da base de dados de centrais

> Cenários de capacidade –adições anuais, descomissionamento das centrais actuais, entrada de novas centrais

(compatíveis com a ponta, cheia, vazio normal e super vazio de Portugal, e com a "punta", "llano" e "valle" Espanhóis

> Geração não-controlável baseada em dados históricos dos últimos 10 anos (eólico, solar e PCH) – 5 cenários de load factors (usados cenários médios de referência)

> Load factor por tecnologia

> Fluxos da interligação entre Portugal e Espanha

> Convergência de preços entre Portugal e Espanha pode ser testada

– Ordem de mérito para cada bloco da procura

– Renováveis estão no mérito médio – prioridade de despacho e alternativas de bidding para o regime especial podem ser testadas e simuladas


Registo das centrais em regime ordinário e regime especial, 2010 (fonte: Ministério da Indústria)

Os cenários de capacidade estão definidos mediante a entrada ou saída de centrais do sistema eléctrico

Centrais de geração e adições de capacidadeDeterminação das adições de capacidade de geração necessárias para cobrir a margem de cobertura de segurança

Determinação dos anos de entrada / saída das centrais em cada cenário – garantir margem de cobertura de segurança

CENÁRIO A

127LIS-9970-08607-001-18.pptx

2030’26-’30’21-’25’16-’20’10-’152010

ADIÇÕES ANUAIS DE CAPACIDADE DE GERAÇÃO, POR TECNOLOGIA

EVOLUÇÃO PREVISTA DO PICO ANUAL DA PROCURA DE ELECTRICIDADE

2010 2015 2020 2025 2030

CENÁRIO A

CENÁRIO B

CENÁRIO C


A procura horária é agregada em 120 blocos – inclui impacto da bombagem e sazonabilidade de geração não controlável

Metodologia de cálculo dos blocos de procura para correspondência com oferta

ESTIMAÇÃO DO CRESCIMENTO ANUAL DA PROCURA

ESTIMAÇÃO DA PROCURA NÃO -- CONTROLÁVEL

IMPACTO DA BOMBAGEM NA PROCURA CONTROLÁVEL

AGREGAÇÃO EM 120 BLOCOS DE PROCURA

> Estimação baseada nos > Três cenário de adições de > Bombagem nas pontas da > Cada bloco da procura

128LIS-9970-08607-001-18.pptx

> Estimação baseada nos dados da REN e REE

> Três cenário de adições de capacidade

> Três cenários de disponibilidade dos recursos renováveis não-controláveis(com base no histórico mensal dos últimos 10 anos)

> Em cenários de perda da prioridade de despacho, haverá reajuste da correspondência do mercado

> Bombagem nas pontas da procura e de consumo de electricidade no vazio

> Algoritmo de cálculo baseado no load factorhistórico de geração por bombagem no rendimento mínimo (0,7) do ciclo completo (bombagem-salto)

> Cada bloco da procura caracteriza-se por:

– Duração (horas)

– Procura (GWh)

– Período horário (4)

> A agregação realiza-se por semelhança da procura em diversos grupos de horas (nível de procura, margem de cobertura)


A sazonalidade da procura tem sido estável na Ibéria nos passados anos – perfil médio mensal usado para desagregar a procura

10%

PERFIL MENSAL DA PROCURA EM PORTUGAL(% DA PROCURA ANUAL; 2005-2010)

PERFIL MENSAL DA PROCURA EM ESPANHA(% DA PROCURA ANUAL; 2005-2010)

10%

129LIS-9970-08607-001-18.pptx

7%

8%

9%

DezNovOutSetAgostJulJunMaioAbrMarFevJan


7%

8%

9%

DezNovOutSetAgostJulJunMaioAbrMarFevJan

201020092008200720062005

Agregação dos blocos da procura – do crescimento da procura anual, aos 120 blocos por ano, período tarifário e margem de cobertura

Agregação da procura de electricidade em 120 blocos anuais

CRESCIMENTO ANUAL SAZONALIDADE MENSAL SAZONALIDADE HORÁRIA AGREGAÇÃO DOS BLOCOS

> Previsão 2011-2030 baseada em fontes públicas e reputadas

> Sazonalidade mensal mantida nos últimos 5 anos– mesmo perfil mensal

> Baseada no perfil da procura horária histórico

> Classificação horária em

> 10 blocos de procura por mês:

– 2 blocos "Ponta"

130LIS-9970-08607-001-18.pptx

> Análise de sensibilidade ou cenários de oferta seleccionados e coerentes

– mesmo perfil mensal considerado no período 2011-2030

> Nesta fase, a sazonalidade mensal da geração não-controlável é também considerada (eólico, solar e PCH)

> Classificação horária em dois calendários de energia – Português (P/C/V/SV)1) e Espanhol (P/LL/V)2)

> Nesta fase, ajustamentos no bombeio (alisando a curva da procura) são incluídos na análise –tendo em consideração a expectativa mensal de água

– 2 blocos "Ponta"– 3 blocos "Cheias"– 3 blocos "Vazio

normal"– 2 blocos "Super

vazio"

– 2 blocos "Punta"– 3 blocos "Llano"– 5 blocos "Valle"

> Agregação por margem de cobertura em cada mês/bloco

1) Ponta,Cheio, Vazio normal, Super vazio 2) Punta, Llano, Valle


2010 2030

315

500JWH

ILUSTRATIVO ILUSTRATIVO

A S O N DMF AJ M J J

2020

Convergência de preços no mercado Ibérico grossista desde 2009 – capacidade de interligação actual limita diferencial de preços

70

80Espanha

Portugal

Preço grossista de electricidade 1) em Portugal e Espanha [2007-2011; EUR/MWh]

131LIS-9970-08607-001-18.pptx

0

10

20

30

40

50

60

Jan 08 Jan 09 Jan 10 Jan 11Apr 08 Oct 09 Apr 10 Oct 10 Apr 11Apr 09Oct 08 Jul 10Jul 09Jul 08Jul 07 Oct 07

1) Média mensal aritmética

Fonte: OMEL; Roland Berger Strategy Consultants

O crescimento da capacidade de interligação é essencial para garantir a convergência de preços na Ibéria – 4,7 GW até 2030

Capacidade de interligação entre Portugal e Espanha (MW; 2010-2030)

PORTUGAL → ESPANHA ESPANHA → PORTUGAL

CAGR 3% CAGR 3%

132LIS-9970-08607-001-18.pptx

4.764

3.500

1.300

20202010 2030

CAGR 3%

4.764

3.500

1.200

2010 2020 2030

CAGR 3%


133LIS-9970-08607-001-18.pptx

Anexo 2 - Plano de adições e descomissionamento de capacidade PRO

Planos de adições de CCGT para Portugal

Adições de centrais de Ciclo Combinado em Portugal

CCGT Sines

CCGT Lavos

Galp

Iberdrola

830

830

CENTRAL MW ANO DE COMISSIONAMENTO

2010 2015 2020 2025 2030

EMPRESA



134LIS-9970-08607-001-18.pptx

CCGT Lavos

CCGT Pego I

CCGT Pego II

CCGT 1

CCGT 2

Iberdrola

Endesa

Endesa

Por definir

Por definir

830

415

415

415

415

Fonte: REN; Roland Berger Strategy Consultants

PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2030) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2025) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2020)

Planos de adições de CCGT para Espanha (1/3)

Adições de centrais de Ciclo Combinado em Espanha

Barcelona 1

Barcelona 2

Gas Natural

Gas Natural

400

425

CENTRAL EMPRESA MW ANO DE COMISSIONAMENTO

2010 2015 2020 2025 2030



135LIS-9970-08607-001-18.pptx

Besós 5

Arrúbal 3

Soto de Ribera 5

Trubia

Huelva

Lantarón

Morata de Tajuña

Paracuellos

Corvera

La Zarza

Endesa

Gas Natural

Hidrocantábrico

Gas y Energía del Nalón

Energía y Gas de Huelva

Gas Natural

Electrabel

Gas Natural

ESB

EGL

843

100

424

400

1.200

800

1.324

800

860

400

Fonte: CNE; REE; Roland Berger Strategy Consultants


Valverde de Mérida

Aceca 5

Mérida Power

Iberdrola

1.012

425

2010 2015 2020 2025 2030


Adições de centrais de Ciclo Combinado em Espanha CENTRAL EMPRESA MW ANO DE COMISSIONAMENTO



136LIS-9970-08607-001-18.pptx

Alange

Castejón 4

Miranda de Ebro

Riba Roja de Ebro

Villamanrique

Puerto de Gijón

Compostilla 6

Compostilla 7

Compostilla 8

El contador

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

HC / Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

850

425

1.100

850

850

865

400

400

400

492



Escatrón

Estremera 1

Endesa

Endesa

800

400

2010 2015 2020 2025 2030


CENTRAL EMPRESA MW ANO DE COMISSIONAMENTO

Adições de centrais de Ciclo Combinado em Espanha



137LIS-9970-08607-001-18.pptx

Estremera 2

Estremera 3

Fayón

Foix

Gerona

La Pereda

Ledesma

Litoral deAlmería

Llanos de Medina

CCGT

Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

Endesa

Por definir

400

400

800

500

400

400

800

830

1.350

1.630



Planos de adições de centrais Hidroeléctricas na Ibéria

Adições de centrais Hidroeléctricas na Ibéria

2010 2015 2020 2025 2030Picote II

Bemposta II

Alqueva II

Portugal

Portugal

Portugal

246

191

256

CENTRAL MW ANO DE COMISSIONAMENTOPAÍS



138LIS-9970-08607-001-18.pptx

Ribeiradio / Ermida

Baixo Sabor

Venda Nova III

Salamonde II

Foz Tua

Alvito

Girabolhos / Bogueira

Fridão

Alto Tâmega

Daivões

Gouvães

Paradela II

Carvão-Ribeira

La Muela II

San Esteban II

Moralets

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Portugal

Espanha

Espanha

Espanha

77

171

736

207

251

225

365

238

160

114

880

320

555

850

175

400



Plano de descomissionamentos em Portugal

Cenários de descomissionamento de centrais – Carvão, Fuelóleo & Outros, Portugal

Pego (Abrantes) Tejo Energia1) 584

CENTRAL MW ANO SAÍDA

2010 2015 2020 2025 2030

1993

ANO ENTRADAEMPRESA



139LIS-9970-08607-001-18.pptx

Sines

Carregado (Alenquer)

Setúbal (Setúbal)

Tunes (Silves)

EDP1)

EDP2)

EDP2)

EDP2)

1.192

710

946

165


1985

1968

1979

1973

1) Carvão; 2) Fuelóleo & outros


Plano de descomissionamentos em Espanha (1/5)

Cenários de descomissionamento de centrais – Carvão, Espanha

2010 2015 2020 2025 2030Aboño 1

Aboño 2

Anllares gr 1

Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A.

Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A.

Unión Fenosa Generación, S.A.

342

536

347

CENTRAL MW ANO SAÍDAANO ENTRADA

1974

1985

1982

EMPRESA



140LIS-9970-08607-001-18.pptx

Cercs

Compostilla ii gr 2

Compostilla ii gr 3

Compostilla ii gr 4

Compostilla ii gr 5

Ct guardo 1

Ct guardo 2

Ct lada 3

Ct lada 4

Ct pasajes

Escucha

Gicc elcogás

La robla grupo 1

La robla grupo 2

Litoral de Almería gr 1

Litoral de Almería gr 2

E.ON Generación, S.L.

Endesa Generación S.A.




Iberdrola Generación, S.A.

Iberdrola Generación, S.A.

Iberdrola Generación, S.A.1)



E.ON Generación, S.L.

Elcogas S.A.

Unión Fenosa generación, S.A.

Unión Fenosa generación, S.A.

Endesa Generación S.A.1)

Endesa Generación S.A.1)

146

138

323

341

341

143

342

148

348

215

142

296

264

355

558

562

1971

1965

1972

1981

1984

1964

1984

1967

1981

1967

1970

1996

1971

1984

1984

1997

Fonte: CNE; REE; Roland Berger Strategy Consultants1) Carvão importado



2010 2015 2020 2025 2030Los barrios

Meirama grupo 1

Endesa Generación s.A.1)

Unión Fenosa Generación, s.A.1)

552

542

1985

1980


CENTRAL MW ANO SAÍDAANO ENTRADAEMPRESA



141LIS-9970-08607-001-18.pptx

Narcea grupo 1

Narcea grupo 2

Narcea grupo 3

Puente nuevo gr 3

Puentes gr 1

Puentes gr 2

Puentes gr 3

Puentes gr 4

Puertollano gr 1

Soto ribera 2

Soto ribera 3

Teruel gr 1

Teruel gr 2

Teruel gr 3

Unión Fenosa Generación, s.A.



E.ON Generación, s.L.





E.ON Generación, s.L.

Hidroeléctrica del Cantábrico, s.A.

Hidroeléctrica del Cantábrico, s.A.1)

Endesa Generación s.A.



51

154

347

300

351

351

350

351

206

239

346

352

352

351

1965

1969

1984

1980

1976

1977

1978

1979

1972

1967

1984

1979

1979

1980




2010 2015 2020 2025 2030Bahía de algeciras i

Bahía de algeciras ii

E.On generación, s.L.


209

522

1970

1975





142LIS-9970-08607-001-18.pptx

Bahía de algeciras ii

Cachina

Central era nova grupo 1

Central era nova grupo 2

Cogeneración, planta a

Cogeneración, planta b

Ct aceca 1

Ct aceca 2

Ct escombreras 4

Ct escombreras 5


Energía eléctrica del ebro, s.A.

Energuix, s.L.

Energuix, s.L.

Zabalgarbi, s.A.

Zabalgarbi, s.A.

Iberdrola generación, s.A.




522

2

1

1

93

90

301

302

268

269

1975

2000

1994

1994

2004

2005

1969

1970

1966

1968



Cenários de descomissionamento de centrais – Fuelóleo & Outros, Espanha

2010 2015 2020 2025 2030Ct santurce 1

Ct santurce 2



369

528

1969

1972


CENTRAL MW ANO SAÍDAANOENTRADAEMPRESA



143LIS-9970-08607-001-18.pptx

Ct santurce 2

Ctcc sabon, grupo 1

Ctcc sabon, grupo 2

Foix

Morella 1

Morella 2

Sant adria 1

Sant adria 3

Sot de rubió

Torrecilla iii grupo 1

Torrecilla iii grupo 2


Unión fenosa generación, s.A.

Unión fenosa generación, s.A.

Endesa generación s.A.

Electra energía, s.A.U.

Electra energía, s.A.U.



Serveis auxiliars sot de rubio, s.L.

Anselmo león, s.A.

Anselmo león, s.A.

528

116

330

506

3

5

325

325

7

1

1

1972

1972

1975

1980

1995

2000

1973

1973

1998

1993

1993



Cenários de descomissionamento de centrais – Nuclear, Espanha

2010 2015 2020 2025 2030Ascó gr 1

Ascó gr 2



996

992

1983

1985





144LIS-9970-08607-001-18.pptx

Ascó gr 2

Cn almaraz 1

Cn almaraz 2

Cn cofrentes

Santa María de Garoña, gr 1

Trillo

Vandellós gr 2





Nuclenor s.A.



992

944

956

1.064

455

1.003

1.045

1985

1983

1984

1985

1971

1988

1987



145LIS-9970-08607-001-18.pptx

avaliação dos custos e dos benefícios da energia eléctrica ... integral... · fer, ao nível do...

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