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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
Nota introdutória (2/3)
> 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
3LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Nota introdutória (3/3)
> 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
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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 ,
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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)
Sumário Executivo (2/3) – principais conclusões
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
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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
Sumário Executivo (3/3) – principais conclusões
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)
7LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
> 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
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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
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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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
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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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
> 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
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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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
1
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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
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> 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
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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
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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
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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
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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
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- 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
ALEMANHATarifa feed-in4)
• 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
PORTUGALTarifa feed-in2)
• Até 10 MW: 0,075-0,077 €/kWh• Limite de 52 GWh ou 20 anos
(em casos excepcionais 25 anos)
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
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)
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> 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)
ALEMANHATarifa feed-in4)
• 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
PORTUGALTarifa feed-in2)
• Superior a 5 kW: 0,31-0,317 €/kWh• Inferior a 5 kW: 0,450 €/kWh• Limite 21 GWh ou 15 anos
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; 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
Entre 20.000 MWhe 70.000 MWh
Entre 70.000 MWhe 150.000 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)
Entre 2.000 MWhe 20.000 MWh
Entre 20.000 MWhe 70.000 MWh
Entre 70.000 MWhe 150.000 MWh
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
Fonte: Focus Groups realizados em Março de 2011; empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Focus Groups realizados em Março de 2011; empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants
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)
Custo Geração ajustado
- 2,5% municípios(eólica)
- Contrapartidas do Estado 4)
Tarifa feed-in Custo de geração
económico PRE-FER
- Perdas transporte
(evitadas) 3)
CUSTOPRE-FER
AJUSTAMENTOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA (PROVEITOS PERMITIDOS)
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS
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)
Fonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants
ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO
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–
Preço Mercado Grossista
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
ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO
13
27
-14
33
-10
27 20 8-12-7
ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO
10
24
-14
A ENERGIA EÓLICA, sendo a principal tecnologia PRE-FER, contribui com cerca de 60% DO "SOBRECUSTO" DA PRE-FER
geração [%]
Diferencial de custo médio anual [M€/ano]
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
ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO
-32
270238
62-13
14 11 8-3-3
ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO
3449
-14
31
-9
47 34 13-21-13
ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO
22
9-13
geração [%]
Diferencial de custo médio anual [M€/ano]
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)"
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
> 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
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
56LIS-9970-08607-001-18.pptx
EVOLUÇÃO DA
PROCURA DE ELECTRI-CIDADE
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
> 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
Fontes dos inputs do Modelo MEG (2/3)
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
57LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Fontes dos inputs do Modelo MEG (3/3)
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
58LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
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)
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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%
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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]
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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)
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
EUR/ton 62 65 68 68 68 70 74 78 82 87
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
65LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
> 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 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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
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
100% EM 2025 100% EM 2020
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
67LIS-9970-08607-001-18.pptx
50%36% 34%
2030e
29
66%
2020e
26
64%
2010
18
50%
RenováveisNão-renováveis
Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants
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 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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
A B C100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
68LIS-9970-08607-001-18.pptx
56% 47% 44%
2030e
146
56%
2020e
123
53%
2010
97
44%
RenováveisNão-renováveis
Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants
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
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
100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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 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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
A B C100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
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
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
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
INPUTS E PRESSUPOSTOS1
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
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
73LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
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,
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
100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
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 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
> A geração a GÁS NATURAL deverá assumir-se como a tecnologia com
RESULTADOS DO MODELO MEG1
A B C100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
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
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
RESULTADOS DO MODELO MEG2
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
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
RESULTADOS DO MODELO MEG2
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)
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
CUSTO TOTAL E UNITÁRIO DE GERAÇÃO (M€)
100% PLANO ER EM 2030
A
RESULTADOS DO MODELO MEG3
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
Preço Mercado Grossista
Garantia Potência
Custo médio
PRE-NFER
CO2
deduzido 2)Custo médio
PRE-FER
Custo PRO Custo PRE CustoSistema
ER EM 2030
B
C
100% PLANO ER EM 2025
100% PLANO ER EM 2020
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
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
RESULTADOS DO MODELO MEG3
79LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
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
Preço do mercado grossista 1) / [2010-2030e; €/ MWh]
RESULTADOS DO MODELO MEG3
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
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
CENÁRIO ALTO DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS
RESULTADOS DO MODELO MEG3
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%
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
Diferença de custo de geração entre cenários - [2011e-2030e]
RESULTADOS DO MODELO MEG3
-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
COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS
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
AJUSTAMENTOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA (PROVEITOS PERMITIDOS)
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
Fonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants
Custo de geração
económico
Custo Geração ajustado
+ Sobrecusto CAE e CMEC
+ Terrenos CentraisPreço de mercado grossista AJUSTAMENTOS NA ESTRUTURA
TARIFÁRIA (PROVEITOS PERMITIDOS)
Custo Geração ajustado
- 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
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
100% EM 2030 100% EM 2025 100% EM 2020
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
1
86LIS-9970-08607-001-18.pptx
808593
115
8673
20302025202020152011
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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 ↓)
CONVERGÊNCIA(PRO ↑)
ALINHAMENTO DIVERGÊNCIA (PRE-FER ↓)
CONVERGÊNCIA(PRO ↑)
ALINHAMENTO
Nos cenários "A" e "B", a PRE-FER deverá apresentar um custo económico inferior ao da PRO
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
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
EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS
∆ 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
AJUSTADO s/ dedução de CO2
5% -4% -2% -1% 1%
303
13
-10
AJUSTADO s/ dedução de CO2
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 –
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
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%
100% PLANO ER EM 2030
100% PLANO ER EM 2025
100% PLANO ER EM 2020
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]
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
> 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
89LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
CUSTOS DE GERAÇÃO AJUSTADOS PELA
METODOLOGIA – VISÃO ECONÓMICA
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]
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
> Cog. FER em
> Eólica, PCH e RSUem parity a partir de 2012/2014
B
90LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
CUSTOS DE GERAÇÃO AJUSTADOS PELA
METODOLOGIA – VISÃO ECONÓMICA
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]
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
> Eólica, PCH e RSU
C
2 3
91LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
40
60
80
100
120
140
20252020 2030
RSU
PCH
2015
Eólica
Cog. FER
Biomassa
PRO
> Eólica, PCH e RSUem parity a partir de 2012/2014
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€
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
-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€
100% PLANO ER EM 2030
100% PLANO ER EM 2025
100% PLANO ER EM 2020
-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 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
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
Diferencial do custo da PRE-FER vs PRO – visão económica por tecnologia (2/3)
93LIS-9970-08607-001-18.pptx
-15-1
Ø 0
C
B
100% PLANO ER EM 2030
100% PLANO ER EM 2025
100% PLANO ER EM 2020
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€
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
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
Diferencial do custo da PRE-FER vs PRO – visão económica por tecnologia (3/3)
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
100% PLANO ER EM 2030
100% PLANO ER EM 2025
100% PLANO ER EM 2020
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
96LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: Roland Berger Strategy Consultants
> 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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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%
1 AJUSTES AO NÍVEL DA METODOLOGIA DE CÁLCULO –REVISÃO DO CUSTO DE ENERGIA PRO E PRE-FER
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
1 AJUSTES AO NÍVEL DA METODOLOGIA DE CÁLCULO –REVISÃO DO CUSTO DE ENERGIA PRO E PRE-FER
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€]
1 AJUSTES AO NÍVEL DA METODOLOGIA DE CÁLCULO –REVISÃO DO CUSTO DE ENERGIA PRO E PRE-FER
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
102LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants
"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
RACIONAL DA SUGESTÃO
MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS UNITÁRIOS
Visão dos proveitos permitidos unitários e de custo da energia
1
105LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants
(€/ 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
RACIONAL DA SUGESTÃO
Visão dos proveitos permitidos numa lógica de custo da energia
MAIOR DETALHE DA INFORMAÇÃO APRESENTADA PELA ERSE –VISÃO DO CUSTO DA ENERGIA
1
107LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants
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
109LIS-9970-08607-001-18.pptxFonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
> 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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
CONCEITO DESCRIÇÃO
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
Fonte: EDP; INE; DGEG; ERSE; Portal Energias Renováveis; Portal da Energia; Instituto Camões; Eurostat; Galp Energia
> 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
CONCEITO DESCRIÇÃO
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
Fonte: EDP; INE; DGEG; ERSE; Portal Energias Renováveis; Portal da Energia; Instituto Camões; Eurostat; Galp Energia
> 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
CONCEITO DESCRIÇÃO
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
Fonte: EDP; INE; DGEG; ERSE; Portal Energias Renováveis; Portal da Energia; Instituto Camões; Eurostat; Galp Energia
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
CONCEITO DESCRIÇÃO
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
Fonte: EDP; INE; DGEG; ERSE; Portal Energias Renováveis; Portal da Energia; Instituto Camões; Eurostat; Galp Energia
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
CONCEITO DESCRIÇÃO
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.
Fonte: EDP; INE; DGEG; ERSE; Portal Energias Renováveis; Portal da Energia; Instituto Camões; Eurostat; Galp Energia
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
CONCEITO DESCRIÇÃO
> 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.
Fonte: EDP; INE; DGEG; ERSE; Portal Energias Renováveis; Portal da Energia; Instituto Camões; Eurostat; Galp Energia
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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)
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants
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
Fonte: Roland Berger Strategy Consultants
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%
Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants
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
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
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
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
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
PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2030) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2025) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2020)
Valverde de Mérida
Aceca 5
Mérida Power
Iberdrola
1.012
425
2010 2015 2020 2025 2030
Planos de adições de CCGT para Espanha (2/3)
Adições de centrais de Ciclo Combinado em Espanha CENTRAL EMPRESA MW ANO DE COMISSIONAMENTO
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
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
Fonte: CNE; REE; 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)
Escatrón
Estremera 1
Endesa
Endesa
800
400
2010 2015 2020 2025 2030
Planos de adições de CCGT para Espanha (3/3)
CENTRAL EMPRESA MW ANO DE COMISSIONAMENTO
Adições de centrais de Ciclo Combinado em Espanha
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
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
Fonte: CNE; REE; 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 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
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
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
Fonte: CNE; REE; 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)
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
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
139LIS-9970-08607-001-18.pptx
Sines
Carregado (Alenquer)
Setúbal (Setúbal)
Tunes (Silves)
EDP1)
EDP2)
EDP2)
EDP2)
1.192
710
946
165
Fonte: CNE; REE; Roland Berger Strategy Consultants
1985
1968
1979
1973
1) Carvão; 2) Fuelóleo & outros
PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2030) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2025) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2020)
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
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
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.
Endesa Generación S.A.
Endesa Generación S.A.
Endesa Generación S.A.
Iberdrola Generación, S.A.
Iberdrola Generación, S.A.
Iberdrola Generación, S.A.1)
Iberdrola Generación, S.A.1)
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
PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2030) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2025) PLANO DE ACÇÃO ER (100% EM 2020)
Cenários de descomissionamento de centrais – Carvão, Espanha
2010 2015 2020 2025 2030Los barrios
Meirama grupo 1
Endesa Generación s.A.1)
Unión Fenosa Generación, s.A.1)
552
542
1985
1980
Plano de descomissionamentos em Espanha (2/5)
CENTRAL MW ANO SAÍDAANO ENTRADAEMPRESA
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
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.
Unión Fenosa Generación, s.A.
Unión Fenosa Generación, s.A.
E.ON Generación, s.L.
Endesa Generación s.A.1)
Endesa Generación s.A.1)
Endesa Generación s.A.1)
Endesa Generación s.A.1)
E.ON Generación, s.L.
Hidroeléctrica del Cantábrico, s.A.
Hidroeléctrica del Cantábrico, s.A.1)
Endesa Generación s.A.
Endesa Generación s.A.
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
Fonte: CNE; REE; 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)
Cenários de descomissionamento de centrais – Carvão, Espanha
2010 2015 2020 2025 2030Bahía de algeciras i
Bahía de algeciras ii
E.On generación, s.L.
E.On generación, s.L.
209
522
1970
1975
Plano de descomissionamentos em Espanha (3/5)
CENTRAL MW ANO SAÍDAANO ENTRADAEMPRESA
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
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
E.On generación, s.L.
Energía eléctrica del ebro, s.A.
Energuix, s.L.
Energuix, s.L.
Zabalgarbi, s.A.
Zabalgarbi, s.A.
Iberdrola generación, s.A.
Iberdrola generación, s.A.
Iberdrola generación, 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
Fonte: CNE; REE; 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)
Cenários de descomissionamento de centrais – Fuelóleo & Outros, Espanha
2010 2015 2020 2025 2030Ct santurce 1
Ct santurce 2
Iberdrola generación, s.A.
Iberdrola generación, s.A.
369
528
1969
1972
Plano de descomissionamentos em Espanha (4/5)
CENTRAL MW ANO SAÍDAANOENTRADAEMPRESA
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
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
Iberdrola generación, s.A.
Unión fenosa generación, s.A.
Unión fenosa generación, s.A.
Endesa generación s.A.
Electra energía, s.A.U.
Electra energía, s.A.U.
Endesa generación s.A.
Endesa generación s.A.
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
Fonte: CNE; REE; 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)
Cenários de descomissionamento de centrais – Nuclear, Espanha
2010 2015 2020 2025 2030Ascó gr 1
Ascó gr 2
Endesa generación s.A.
Endesa generación s.A.
996
992
1983
1985
Plano de descomissionamentos em Espanha (5/5)
CENTRAL MW ANO SAÍDAANO ENTRADAEMPRESA
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
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
Endesa generación s.A.
Iberdrola generación, s.A.
Iberdrola generación, s.A.
Iberdrola generación, s.A.
Nuclenor s.A.
Iberdrola generación, s.A.
Endesa generación s.A.
992
944
956
1.064
455
1.003
1.045
1985
1983
1984
1985
1971
1988
1987
Fonte: CNE; REE; 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)
145LIS-9970-08607-001-18.pptx