O SECTOR ELÉCTRICO EM PORTUGAL CONTINENTAL

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1 O SECTOR ELÉCTRICO EM PORTUGAL CONTINENTAL CONTRIBUTO PARA DISCUSSÃO 31 de Março de 2011

2 O presente documento resume as principais conclusões do Estudo O Sector Eléctrico em Portugal Continental elaborado em Março de 2011 pelo Banco BPI e disponível para consulta em versão integral no site do Banco BPI ( 2

3 ÍNDICE 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR 2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS 3

4 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR Reduzida autonomia energética Elevada intensidade energética Luxemburgo 2% Chipre 3% # País Indicador # País Indicador Irlanda 10% 1 Dinamarca 103,13 15 Bélgica 199,82 Itália 15% 2 Irlanda 106,52 16 Chipre 213,39 Portugal 18% 3 Reino Unido 113,66 17 Finlândia 217,79 Espanha 21% Bélgica 23% Grécia 31% Zona Euro 36% Alemanha 39% UE (27 países) 47% França 49% Reino Unido 75% Dinamarca 134% Noruega 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 735% 200% 0% 20% 100% 40% 200% 60% 300% 80% 400% 100% 120% 500% 140% 600% 160% 600% 700% 180% 700% 200% 800% Áustria Itália Alemanha Suécia Luxemburgo França Grécia Holanda Espanha Portugal Malta 138,06 142,59 151,12 152,08 154,61 166,74 169,95 171,58 176,44 181,53 194, Eslovénia Letónia Polónia Hungria Lituânia Eslováquia R. Checa Estónia Roménia Bulgária 257,54 308,74 383,54 401,35 417,54 519,68 525,3 570,51 614,57 944,16 Portugal ocupa a 22.ª posição em termos de autonomia energética (peso da produção doméstica no consumo de energia primária) com um rácio de 17,8% correspondente a 38% da média Europeia. Fonte: Eurostat (2008) Portugal ocupa a 13.ª posição em termos de intensidade energética (consumo de energia primária por unidade de PIB) com um indicador de 181,5 face a 167,1 em termos médios para a Europa dos 27 (+8,6%). 4

5 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR Forte dependência das importações de energia primária tep Repartição do Consumo de energia primária em Portugal 30,000 25,000 Produção doméstica (média 00-09): 16% 20% 20,000 15,000 Importações Líquidas (média 00-09): 84% 10,000 80% 5,000 Resíduos Sólidos Urbanos 4% Outros Renováveis 1% Licores Sulfíticos 17% Biodiesel 5% Lenhas e Resíduos Vegetais 42% Hídrica 16% Eólica 13% Resíduos Industriais 1% Solar Térmico 1% Produção Doméstica (2009) = mil tep P Consumo de energia primária (2009) = mil tep As importações líquidas representaram cerca de 84% do consumo de energia primária, em média, entre 2000 e 2009, com uma preponderância do petróleo (60% das importações líquidas em 2009). A produção doméstica de energia primária concentra-se nas fontes de energia renováveis, com as lenhas e resíduos vegetais a representarem 42% do total em Gás natural 22% Electricidade 2% Petróleo 60% Carvão 16% Importações Líquidas (2009) = mil tep Fonte: DGEG 5

6 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR Importância do petróleo e do sector dos transportes no consumo de energia Consumo de Energia Final em 2009 (1.000 tep) Transportes Indústria Doméstico Serviços Agricultura e pesca Total peso % no consumo total de energia final Carvão ,1% Petróleo ,8% Gás Natural ,8% Electricidade ,8% Calor ,2% Resíduos Industriais ,2% Outras Renováveis ,0% Total ,0% peso % no consumo total de energia final Fonte: DGEG 37,4% 30,7% 17,7% 11,9% 2,3% 100,0% O petróleo é a principal forma de consumo de energia final em Portugal (53% do total) representando o sector dos transportes 70% deste consumo em A electricidade é a segunda forma mais importante de consumo de energia final (23% do total) com a seguinte repartição por principais sectores consumidores: serviços com 35%, indústria com 32% e pelo sector doméstico com 30% do total. 6

7 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR Défice da balança energética Financiamento externo (Milhões de euros) % 35,1% 32,5% 33,8% 32,7% 35% ,3% 30% 26,3% 25,6% 22,9% 22,8% 24,0% % % % 10% 5% 0% Exportações Importações Défice da Balança Energética Peso da balança energética na balança de bens Fonte: DGEG Necessidades de Financiamento Externo da Economia: Balança Corrente e de Capital (saldos em % do PIB) 1. Balança Corrente e de Capital E -8,9-9,0-6,6-4,2-6,1-8,3-9,2-8,9-11,1-9,4-8,9 1.1 Balança Corrente -10,2-9,9-8,1-6,1-7,6-9,5-10,0-10,1-12,6-10,3-9, Bens -12,9-12,0-10,4-9,1-10,3-11,0-10,8-11,4-13,4-10,4-10,6 dos quais Energia -3,1-2,9-2,6-2,6-2,9-4,0-4,0-3,7-4,7-2,9-3, Serviços 1,8 2,2 2,5 2,6 2,8 2,6 3,2 3,9 3,8 3,6 4, Rendimentos -2,1-3,0-2,3-1,7-2,1-2,6-4,1-4,2-4,5-4,7-4, Transferências Correntes 3,0 2,9 2,2 2,1 2,0 1,5 1,6 1,5 1,4 1,3 1,4 1.2 Balança de Capital 1,4 0,9 1,5 1,9 1,5 1,2 0,8 1,2 1,5 0,8 0,7 Fonte: Banco de Portugal e MEID O défice da balança energética foi, em média, no período , de 5,0 mil milhões de euros, acompanhando a evolução do preço dos combustíveis fósseis nos mercados internacionais, com valores de 8,1 mil milhões de euros em 2008 e de 5,0 mil milhões de euros em As necessidades de financiamento externo da economia portuguesa são fortemente influenciadas pela Balança de bens energéticos cujo saldo atingiu na última década um máximo de 4,7% do PIB em

8 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR Regimes de subsidiação da produção/potência instalada 120 euros/mwh ,3 101,0 97,3 96,2 77,7 97,1 75,8 72,2 72,0 53,4 40,2 39, Custo médio anual CAE Custo médio anual PRE Custo médio anual CMEC Preço médio anual MIBEL - Portugal O preço da electricidade no MIBEL não reflecte o custo de produção de electricidade, uma vez que: Os produtores em regime ordinário (PRO) auferem preços superiores, dado beneficiarem, na sua maioria, dos regimes de Contratos de Aquisição de Energia (CAE), de Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC) e de garantia de potência. Os produtores em regime especial (PRE), por seu lado, gozam de prioridade de escoamento da produção e de tarifas reguladas, apenas entrando na formação do preço de mercado de forma indirecta. Na realidade, a produção PRE, que representou 29% do consumo em 2009, é adquirida directamente pela EDP Serviço Universal, o que contribuirá para reduzir o preço de mercado. 8

9 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR Défice tarifário Evolução do preço do petróleo Mihões de euros Jan-00 Jul-00 Jan-01 Jul-01 Jan-02 Jul-02 Jan-03 Jul-03 Jan-04 Jul-04 Jan-05 Jul-05 Jan-06 Jul-06 Jan-07 Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 O défice tarifário do sector eléctrico era de milhões de euros em Dezembro de 2010 tendo sido gerado, em grande parte, no ano de 2008, em resultado da subida não antecipada do preço dos combustíveis nos mercados internacionais e da fuga de consumidores do mercado liberalizado para o mercado regulado. O défice tarifário gerado em 2008, acrescido dos respectivos encargos financeiros, é repercutido nas tarifas eléctricas pagas pelos consumidores num prazo de 15 anos, com efeitos a partir de

10 ÍNDICE 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR 2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS 10

11 2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO Modelo de organização do sector (2010 VS. 2030) ORGANIZAÇÃO DO SECTOR ELÉCTRICO EM 2010 ORGANIZAÇÃO DO SECTOR ELÉCTRICO EM 2030 Produção em regime ordinário (CAE, CMEC, Garantia de Potência) Produção em regime ordinário (Pagamento pela Produção Hídricas e Pagamento pela Disponibilidade - Térmicas) Produção em regime especial (Feed-in Tariff) Operador da Rede de Transporte Operador da Rede de Distribuição Produção em regime especial (Feed-in Tariff novos e Mercado antigos) Operador da Rede de Transporte Operador da Rede de Distribuição Comercializador de Último Recurso (CUR) Comercializadores em regime de mercado Comercializador de Último Recurso (CUR) Comercializadores em regime de mercado Consumidores do mercado regulado Consumidores do mercado liberalizado Consumidores beneficiários da tarifa social Consumidores do mercado liberalizado Nota: A dimensão das caixas espelha a importância relativa de cada actividade Baseado em esquema ERSE Circuito da produção de electricidade em regime ordinário Circuito da produção de electricidade em regime especial 11

12 2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO Modelo de organização do sector (2010 VS. 2030) O PNAER prevê um forte investimento até 2020 em produção de electricidade com base em fontes de energia renovável, conduzindo a: Maior peso da produção em regime especial no consumo de electricidade; Capacidades térmicas subutilizadas na medida em que passam a existir essencialmente para segurança de abastecimento, dada a intermitência das fontes de energia renováveis. Quanto à produção em regime especial: A potência actualmente instalada, mais concretamente a eólica, deixará em grande parte de beneficiar da feed-intariff, entre 2020 e 2025, passando a vender a energia produzida no mercado; É expectável que os novos investimentos continuem a beneficiar de um mecanismo de tarifas fixas. Relativamente à produção em regime ordinário: Os CAE em vigor terminam em 2021 (Tejo Energia) e em 2024 (Turbogás); As centrais termo e hidroeléctricas actualmente com CMEC deixam de beneficiar deste regime até 2027; Caso o plano de investimentos constante do PNAER seja implementado é expectável que a potência termoeléctrica instalada venha a ser remunerada em grande parte pela disponibilidade e que as grandes hídricas, que se incluem nas fontes de energia renováveis, sejam pagas pela produção. Por último, no que respeita à comercialização, a tendência é no sentido do aumento dos consumidores em mercado liberalizado, passando o mercado regulado apenas a ser aplicável aos consumidores economicamente mais vulneráveis, beneficiários de uma tarifa social. 12

13 ÍNDICE 1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR 2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS 13

14 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Metodologia e objectivos da análise desenvolvida Desenvolveram-se três cenários de realização futura de investimentos no sector eléctrico: Cenário PNAER: pressupõe a realização dos investimentos previstos no Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis; Cenário Intermédio: pressupõe que apenas são realizados os investimentos relativos a projectos já adjudicados, ainda que não estejam em fase de desenvolvimento; Cenário de Investimento Mínimo: pressupõe que apenas são realizados os investimentos mínimos necessários para fazer face à evolução estimada do consumo de ponta de electricidade. Nota: Em todos os cenários desenvolvidos assume-se o descomissionamento da central termoeléctrica do Carregado (710 MW), da central termoeléctrica de Tunes (165 MW), da central termoeléctrica de Setúbal (946 MW) e de parte da central termoeléctrica de Sines (380 MW). Seguidamente: Procedeu-se a uma análise comparativa do custo global e unitário de produção de electricidade até 2020 nos três cenários; Apurou-se o ponto de indiferença do preço do petróleo que iguala, em termos dos custos de produção de electricidade, o Cenário PNAER e o Cenário Intermédio ao Cenário de Investimento Mínimo. 14

15 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Investimento nos 3 cenários considerados Investimento Previsto nos Cenários alternativos analisados (até 2020) (a preços de 2010) Reforços de potência hídrica (EDP) 2 novos aproveitamentos hidroeléctricos (EDP) Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH) Novas Centrais de Ciclo Combinado a Gás Natural Potência (MW) Investimento (milhões euros) Potência (MW) Investimento (milhões euros) Potência (MW) Investimento (milhões euros) Aumento de potência eólica Aumento de potência minihídrica Aumento de potência solar Aumento de potência energia das ondas Aumento de potência biomassa e geotermia Cenário PNAER Cenário Intermédio Cenário de Investimento Mínimo Investimentos mínimos necessários para satisfação do consumo estimado em ponta até 2020: PNBEPH com MW; Reforços de potência hídrica com MW; Novos aproveitamentos hidroeléctricos de Ribeiradio (77 MW) e Baixo-Sabor (171 MW); 1 central termoeléctrica em Sines com 830 MW (não seria necessária a central termoeléctrica de Lavos com 830 MW). Total O valor do investimento previsto realizar até 2020, a preços de 2010, ascende a cerca de milhões de euros no Cenário PNAER ( MW), obtendo-se nos dois cenários alternativos uma redução substancial do montante do investimento e garantindo-se, ainda assim, a potência instalada necessária para a resposta ao consumo de ponta: No Cenário Intermédio obtém-se uma redução de 37% no montante de investimento, ou seja, milhões de euros; No Cenário de Investimento Mínimo atinge-se uma redução de 67% no montante de investimento, ou seja, milhões de euros. 15

16 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Custos normalizados, capacidade de produção e hierarquia de utilização das tecnologias Tecnologia Eólica Mini hídrica Factor de Utilização (1) 26,2% 23,8% Custos normalizados de produção (euros por MWh, a preços 2011) (2) Disponibilidade (euros por MW, a preços 2011) - - HIERARQUIA DE UTILIZAÇÃO DAS TECNOLOGIAS DE PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE PARA SATISFAÇÃO DO CONSUMO NACIONAL Utilização de toda a produção em 1.º regime especial, dado ter escoamento garantido na rede. Fotovoltaica 19,6% Ondas Biomassa (sem cogeração) Outras térmicas PRE Grande Hídrica (PRO) (3) 30,0% 81,0% 85,0% 22,5% a 16,3% a º Utilização da produção hidráulica em regime ordinário, dado ser uma tecnologia com custos variáveis de produção mais reduzidos do que a térmica Gás natural com CO 2 Carvão com CO 2 85,5% 85,5% Nota 1: Factor de utilização = factor de disponibilidade x factor de produção Nota 2: Os custos normalizados foram calculados pelo BPI com base em estimativas de custos de investimento, de operação e manutenção, de matérias-primas e de emissões de CO 2 (quando aplicável), de factores de utilização e de rentabilidade objectivo dos investidores em projectos-tipo de cada tecnologia, e representam o preço de venda da electricidade em 2011 considerando a respectiva evolução à taxa de inflação ao longo de toda a vida útil dos equipamentos. Nota 3: Relativamente à Grande Hídrica, consideraram-se os factores de utilização constantes do PNAER (a evoluir de um máximo de 22,5% em 2011, para um mínimo de 16,3% em 2020) e custos de investimento em nova potência de mil euros por MW e de 634 mil euros por MW relativamente aos reforços de potência. 3.º Utilização da produção térmica em regime ordinário, com prioridade do carvão sobre o gás natural, dados os custos variáveis de produção mais baixos do carvão 16

17 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Evolução dos custos anuais globais de produção de electricidade (a preços de 2011) (valores em milhões de euros, a preços de 2011) 2011E 2012E 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E Cenário PNAER Custos da Produção Custos de Disponibilidade Total de Custos (A) (A)/(C) 101% 102% 103% 105% 106% 108% 108% 109% 110% 111% Custo unitário (euros por MWh) 84,0 85,4 87,1 88,3 90,1 91,7 92,7 92,8 93,8 94,4 Cenário Intermédio Custos da Produção Custos de Disponibilidade Total de Custos (B) (B)/(C) 101% 102% 103% 103% 104% 105% 105% 104% 104% 104% Custo unitário (euros por MWh) 84,0 85,3 86,7 87,1 88,3 89,2 89,5 88,9 89,2 89,1 Cenário Investimento Mínimo Custos da Produção Custos de Disponibilidade Total de Custos (C) Face ao Cenário de Investimento Mínimo, o custo global de produção de electricidade até 2020 a preços de 2011, é: No Cenário PNAER (i) em 2020 superior em 558 milhões de euros (+10,7%) e (ii) em termos acumulados entre 2011 e 2020 superior em 3,1 mil milhões de euros (+6,4%); No Cenário Intermédio (i) em 2020 superior em 231 milhões de euros (+4,4%) e (ii) em termos acumulados superior em 1,7 mil milhões de euros (+3,6%). Custo unitário (euros por MWh) 83,4 83,5 84,2 84,5 84,9 85,3 85,6 85,1 85,4 85,3 Conclui-se que, considerando a manutenção ao longo do período de projecções do preço do petróleo brent nos mercados internacionais nos níveis considerados no estudo para o ano base (97,8 dólares por barril) e os pressupostos de custeio unitário e de disponibilidade desenvolvidos pelo BPI, a não realização dos investimentos previstos no PNAER em fontes de energia renovável incluídas na produção em regime especial e da nova central termoeléctrica de Lavos seria economicamente mais vantajosa do que a implementação do PNAER. 17

18 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Evolução dos custos anuais unitários de produção de electricidade (a preços de 2011) 100,0 100,0 euros por MWh, a preços de ,5 95,0 92,5 90,0 87,5 85,0 82,5 Custo unitário no Cenário PNAER Custo unitário no Cenário Intermédio Custo unitário no Cenário Investimento Mínimo 94,4 93,8 92,7 92,8 91,7 90,1 88,3 87,1 89,2 89,5 88,9 89,2 89,1 88,3 85,4 87,1 86,7 84,0 85,3 84,0 84,9 85,3 85,6 85,1 85,4 85,3 84,2 84,5 83,4 83,5 euros por MWh, a preços de ,5 95,0 92,5 90,0 87,5 85,0 82,5 84,0 84,0 Custo unitário no Cenário Intermédio Custo Unitário no Cenário Intermédio com fotovoltaicas 85,4 85,3 87,1 86,7 88,3 87,1 90,1 88,3 91,7 89,2 89,5 92,7 92,7 88,9 93,8 94,5 89,2 89, MW fotovoltaico 80,0 2011E 2012E 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 80,0 2011E 2012E 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E Os custos unitários correspondentes ao Cenário PNAER e ao Cenário de Investimento Mínimo apresentam uma tendência divergente à medida que o peso das FER aumenta, atingindo a diferença máxima em 2020 com o custo de produção (a preços de 2011) no Cenário de Investimento Mínimo inferior em 9,1 euros por MWh (- 9,6%). O investimento adicional de MW em potência fotovoltaica altera drasticamente a evolução dos custos unitários ao longo do tempo, atingindo, em 2020, um custo unitário médio por MWh semelhante ao verificado no Cenário PNAER. O investimento em potência adicional fotovoltaica deve ser reequacionado, uma vez que não se justifica do ponto de vista económico, conduzindo a um agravamento muito substancial dos custos de produção de electricidade em Portugal. 18

19 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Correlações do preço do petróleo com gás natural e carvão Preços Históricos - Gás Natural & Brent Preços Históricos - Carvão & Brent 120,0 100,0 y = 0,1264x - 0,0178 R² = 0, ,0 12,0 120,0 100,0 y = 1,0638x + 16,102 R² = 0, ,0 140,0 USD/Barril 80,0 60,0 40,0 20,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 USD/mmBTU USD/Barril 80,0 60,0 40,0 20,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 USD/Ton 0,0 0,0 0,0 0, Brent (USD / Barril) Gás Natural (Alemanha) (USD / mmbtu) Brent (USD / Barril) Carvão (USD / Ton) 19

20 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Ponto de indiferença do preço do petróleo (a preços de 2011) CENÁRIO PNAER CENÁRIO INTERMÉDIO 115,0 113,8 115,00 113,8 110,0 109,8 110,00 109,8 Custo unitário em euros por MWh (produção e disponibilidade) 105,0 100,0 95,0 90,0 85,0 94,43 85,33 96,1 89,4 97,8 93,5 98,5 95,1 99,5 97,6 100,8 101,6 100,9 101,2 Ponto de indiferença 172,1 dólares por barril a preços de ,7 102,9 104,6 106,3 Custo unitário em euros por MWh (produção e disponibilidade) 105,00 100,00 95,00 90,00 85,00 89,10 85,3 91,6 89,4 94,1 93,5 95,1 95,1 97,6 96,6 Ponto de indiferença 144,7 dólares por barril a preços de ,8 98,6 101,6 99,1 105,7 101,7 104,2 106,7 80,0 0% 20% 40% 48% 60% 76% 80% 100% 120% 140% 80,00 0% 20% 40% 48% 60% 76% 80% 100% 120% 140% Variação percentual do preço do petróleo do ano base (a preços de 2011) Variação percentual do preço do petróleo do ano base (a preços de 2011) Cenário PNAER Cenário de Investimento Mínimo Cenário Intermédio Cenário de Investimento Mínimo 20

21 3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Conclusões Os investimentos previstos no PNAER devem ser reequacionados com impactos favoráveis, tanto ao nível da redução do investimento previsto (-10,9 mil milhões de euros), como de uma menor pressão para subida das tarifas eléctricas (conforme hipóteses consideradas no estudo para o preço do petróleo). Verifica-se que: A tecnologia fotovoltaica não é actualmente minimamente competitiva com as restantes tecnologias de produção de electricidade, pelo que os investimentos previstos, de cerca de MW e 4,7 mil milhões de euros, não devem ser efectuados, pelo menos até que esta tecnologia atinja uma maior maturidade tecnológica. Os investimentos previstos na central termoeléctrica a gás natural de Sines (830 MW) e em centrais hídricas (considerando tanto a nova potência, como os reforços de potência) são suficientes para fazer face ao consumo de electricidade estimado em ponta até 2020, pelo que o investimento previsto na central termoeléctrica de Lavos, com 830 MW de potência instalada e 540 milhões de euros de investimento, não deve ser implementado. Dado o actual contexto de endividamento e de mercados financeiros, o investimento previsto em nova potência eólica, ascendente a MW de potência instalada e a 3,4 mil milhões de euros, deve ser adiado. 21

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