Setor Elétrico Portugal

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1 Setor Elétrico Portugal Documentp realizado com informação disponível a 24 de julho de

2 A situação de relativa estagnação económica que o país enfrenta, leva Portugal a procurar encontrar soluções que potenciem o crescimento por via das exportações, capitalizando setores de atividade de referência e cuja excelência da qualidade é amplamente reconhecida por parceiros comerciais. A União Europeia, e por isso Portugal, tem-se afirmado como um dos principais impulsionadores i da constante t melhoria do setor energético, com vista a torná-lo competitivo, sustentável, seguro e diversificado. Desta forma, o setor elétrico português apresenta-se hoje como um dos mais avançados do mundo, atingindo valores pioneiros de penetração de eólica e integração de energia renovável. As características intrínsecas ao sistema atual, não sendo perfeitas, poderão ser capitalizadas de forma a rentabilizar os ativos existentes e os investimentos realizados na última década, posicionando Portugal como potencial exportador de eletricidade e de uma gama de produtos e serviços especializados resultantes de uma vasta experiência neste setor. 2

3 1. FATURA ENERGÉTICA 4 2. SISTEMA ELETROPRODUTOR PORTUGUÊS 6 3. PRODUÇÃO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA 8 4. INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA E DÉFICE TARIFÁRIO MERCADO DE ENERGIA EM PORTUGAL INVESTIMENTOS E FOCOS DE DESENVOLVIMENTO POLÍTICA ENERGÉTICA E METAS PARA O FUTURO 27 3

4 FATURA ENERGÉTICA (I) Em 2012, Portugal registou uma intensidade energética (IE) em linha com a média dos restantes países da União Europeia, sendo o 10º país que menos energia despendeu para a criação de valor, no âmbito da UE No entanto, suprimindo o setor residencial ao cálculo da IE, verifica-se que Portugal necessita de 27% mais energia para produzir o mesmo EUR 1 de riqueza do que a média da UE. Aliada a esta ineficiência do consumo energético, a elevada dependência energética exterior (79.5 %) posiciona o país bem acima da média da UE-28, influenciando, por isso, a balança comercial nacional. INTENSIDADE ENERGÉTICA (ConsumoTotalEnergia/PIB) 2012 Toe/EUR Milhões DEPENDÊNCIA ENERGÉTICA 2012 % UE 28 Zona Euro Fonte: EUROSTAT. 4

5 FATURA ENERGÉTICA (II) Apesar de, no ano de 2012, Portugal ter sido o 2º país da UE-28 com maior poupança de energia (tendo 2005 como ano base), esta redução deveu-se em grande parte à contração da economia e à consequente redução dos consumos de combustível nos transportes e de energia elétrica, não tendo sido as políticas de eficiência energética tão preponderantes para atingir este resultado, como à partida se esperaria. Relativamente ao ano de 2013, da dependência energética portuguesa resultou um valor de importações de energia primária na ordem dos 22 Mtep 1 que se traduziram num saldo importador de cerca de EUR 6.23 mil milhões (3.76 E %dopib). IMPORTAÇÃO DE ENERGIA PRIMÁRIA Tep (Milhões) Carvão Petróleo Gás Natural Electricidade Outros PESO DO SALDO IMPORTADOR NO PIB E % 4.80% 4.00% 3.22% 2.90% 4.33% 3.76% POUPANÇA DE ENERGIA 2012 INDEX, 2005= E E Fonte: EUROSTAT, DGEG, FMI. E - Estimativa. 1. Milhões de Toneladas Equivalentes de Petróleo. UE28 Zona Euro 5

6 SISTEMA ELETROPRODUTOR PORTUGUÊS (I) Tendo sofrido uma mudança de paradigma nos últimos anos, o parque elétrico português viu a sua capacidade produtiva aumentar mais de 23% no período , 2012, atingindo o valor aproximado 20.4 GW. O crescimento acentuado do gás natural (73.9%), assim como a aposta na E-FER 2 (30.6%), foram os principais impulsionadores deste aumento substancial de potência. CAPACIDADE DE PRODUÇÃO ELÉTRICA E MW Renováveis Outros* Sistema Eletroprodutor TCMA (%) QUOTA (%) TCMA = 5.51% Gás Natural Carvão Gás Natural Derivados Petróleo Carvão Renováveis * inclui fuelóleo, gás refinaria, gasóleo, resíduos industriais e propano e Fonte: DGEG. E - Estimativa. 2. Eletricidade com origem em Fontes de Energia Renovável. 6

7 SISTEMA ELETROPRODUTOR PORTUGUÊS (II) Da modernização do sistema produtor nacional resultou, essencialmente, a redução de infraestruturas que operam utilizando derivados de petróleo que, de 2008 a 2012, registaram uma quebra de -23.3% contrastando assim, no mesmo período, com o investimento em tecnologias eólica (48.2%), hídrica (14.4%) e a gás natural (73.9%). Também os incentivos à instalação fotovoltaica permitiram atingir um valor global de crescimento de 290%, para o mesmo período, apesar de representar apenas 1% de toda a capacidade instalada. CAPACIDADE RENOVÁVEL DE PRODUÇÃO ELÉTRICA MW TCMA = 6.92% Biogás Geotermia Biomassa Fotovoltaica Eólica Hídrica REN TCMA (%) QUOTA(%) Renováveis Eólica Fotovoltaica Hídrica Biomassa Biogás Fonte: DGEG. 7

8 PRODUÇÃO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (I) Apesar de a produção de E-FER estar naturalmente dependente da variabilidade das condicionantes climáticas características de cada ano, é possível verificar uma evolução positiva na capitalização dos recursos naturais endógenos (renováveis) para produção de energia elétrica. Em 2013, a produção de EE atingiu aproximadamente 50 TWh, mais 7.3% do que no ano anterior PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA EM PORTUGAL E 10 3 GWh e Térmica Fotovoltaica Geotérmica Eólica Hídrica No período de 2002 a 2012, o panorama de produção de energia elétrica tem sido acentuadamente alterado. Salvo raras exceções (maus anos hidrológicos, principalmente), a eletricidade com origem em produção térmica tem seguido uma forte tendência de queda, sendo substituída pelo aparecimento de grandes parques eólicos e pelo reforço do número (e potência) de infraestruturas de produção hídrica. Tendo em conta as estimativas para a produção elétrica de 2013, registou-se uma redução de 38.7% no recurso a tecnologias de base térmica, comparativamente a Uma das consequências desta redução foi a substituição por fontes renováveis tais como hídrica, eólica, fotovoltaica e geotérmica, responsáveis (em 2013) por mais de 55% da energia elétrica produzida para consumo. Fonte: DGEG. 8

9 PRODUÇÃO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (II) Embora a produção de energia elétrica ainda esteja bastante dependente de combustíveis fósseis, na última década tem sido feito um esforço por contrariar essa situação e por privilegiar a queima de combustíveis menos poluentes. Consequentemente, o consumo de petróleo foi, no final de 2012, responsável por apenas 7.6% da produção de eletricidade, evidenciando uma quebra de cerca de 75% desde A utilização relativa de carvão evoluiu negativamente até ao ano de 2010, altura em que começaram a fazer-se sentir os efeitos do boom do shale gas nos EUA, provocando um aumento considerável dos stocks de carvão, tornando-o muito mais competitivo. Esta situação agudizou-se sobretudo devido ao ambiente de adversidade macroeconómica, estrangulando as cotas de utilização de gás natural. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ATRAVÉS DE CENTRAIS TÉRMICAS, E 10 3 GWh PRODUÇÃO RELATIVA GÁS vs CARVÃO % % 44.23% 53.31% 48.59% Carvão 44.89% Biomassa Gás Natural Petróleo Carvão 34.26% 38.65% 25.40% 32.08% Gás Natural 36,59% Fonte: DGEG. 9

10 PRODUÇÃO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (III) No ano de 2013, o consumo de eletricidade em Portugal (49.1 TWh) voltou a cair, registando uma evolução de -5.24% em relação ao ano anterior. Esta tendência, iniciada em 2008, assinala uma taxa de crescimento médio anual (TCMA ) de -2.06%, provocando uma regressão dos níveis de consumo para valores inferiores aos de CONSUMO SETORIAL DE ENERGIA FINAL 2012 % CONSUMO SETORIAL DE ENERGIA ELÉTRICA 2012 % Renováveis Eletricidade Gás Natural Calor Petróleo Eletricidade Carvão Agricultura 2.0% Pescas 0.2% Indústria Extractiva 1.2% Petróleo Petróleo Eletricidade Renováveis Serviços 12% * Gás Natural Eletricidade Serviços 36.0% Indústria Transformadora 30.9% Gás Natural Doméstico 17% Indústria 32% Petróleo Calor Eletricidade Fonte: INE. Transportes 36% Petróleo Renováveis Outros * - Agricultura e Pescas 3% Sector Doméstico 27.9% Construção e Obras Públicas 1.0% Transportes 0.8% 10

11 PRODUÇÃO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA 1º SEM 2014 A comparação entre o primeiro semestre de 2014 e o seu homólogo (2013) é sintomática da dependência da balança comercial energética em relação à variabilidade dos recursos renováveis. É possível encontrar um padrão de relação inversa entre a abundância de recursos renováveis (principalmente a precipitação e o vento) e a necessidade de utilização (e importação) de combustíveis. Sendo a restante produção de E-FER quase sempre constante (biomassa e biogás) ou de valor insignificante (fotovoltaica), são os recursos hídricos e eólicos que definem o padrão de produção de energia elétrica e, consequentemente, a necessidade de importação de fontes fósseis RELAÇÃO INVERSA ENTRE DISPONIVBILIDADE DE FER E UTILIZAÇÃO DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS JAN - JUN, 2013 e 2014 Tep (Milhares) Um aumento da disponibilidadeibilid d de recursos renováveis em 2014, resultante de um ano de Fonte: DGEG. Jan Fev Mar Abr Mai Jun EPF Energia 2014Primária Fóssil H+E Hídrica Eólica maior hidraulicidade e eólicidade, permitiu um acréscimo de produção de energia (hídrica e eólica) de cerca de 9.67% em relação ao ano anterior. Consequentemente, o consumo de combustíveis fósseis caiu, no mesmo período homólogo, cerca de 15.74%. Este resultado, reforçado pela ligeira redução do consumo, provoca um alívio na balança comercial portuguesa que reduz, nesse período, o volume de importações e a dependência externa. 11

12 INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO ENERGIA ELÉTRICA (I) No período está previsto um crescimento da procura de energia elétrica, com uma TCMA estimada entre 0.8% e 1.4%. Consequentemente, devido a esta evolução contida do consumo, as principais medidas de atualização do SEP 3 serão de substituição de tecnologias ultrapassadas por mais recentes, com especial enfoque para o encerramento, até 2021, de todas as centrais a carvão. Descomissionamento das Centrais (carvão) de Sines e do Pêgo (2017 e 2021, respectivamente), num total de MW. Aumento da PRE 4, até 2030, para MW (incluindo um descomissionamento gradual de MW); HídricaPRO 5 deverá atingir, em 2030, MW, sendo que MW serão equipados com tecnologia reversível, permitindo perdas de E-FER inferiores a 20 GWh/ano; Instalação de 4 grupos CCGT 6 já licenciados: Centrais de Sines e Lavos (2017). Fonte: REN, Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN Sistema Eletroprodutor. 4. Produção em Regime Especial. 5. Produção em Regime Ordinário. 6. Centrais de Ciclo Combinado com Turbina a Gás. 12

13 INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO ENERGIA ELÉTRICA (II) Quanto à rede elétrica, a conjugação de fatores externos e internos referentes ao setor energético português colocam o país numa situação privilegiada para, apostando no investimento em infraestruturas-chave, se desenvolver como país exportador de energia elétrica, colmatando, assim, algumas necessidades dos sistemas elétricos vizinhos e, ao mesmo tempo, otimizando a utilização dos recursos endógenos. Abrandamento da economia nacional, resultando numa queda de consumo de eletricidade; Licenciamento de novas infraestruturas produtivas que resulta atualmente num sobredimensionamento de todo o SEP; Aumento gradual da interligação com Espanha, e início da interligação com os mercados de eletricidade do centro e norte da Europa; FATORES INTERNOS Elevada penetração de eólica, resultando numa substancial produção em horas de vazio; EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA E DO CONSUMO E MW; GWh Capacidade Instalada (MW) Consumo (GWh) e Fonte: REN, Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN DGEG. E - Estimativa E 13

14 INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO ENERGIA ELÉTRICA (III) Elevados preços de energia elétrica praticados por toda a Europa; FATORES EXTERNOS Phasing-out do nuclear (pós-fukushima) levado a cabo por Alemanha, Bélgica, Suíça (entre outros), levará a possíveis dificuldades quanto à segurança de abastecimento nessas regiões; Dramática exposição da grande maioria dos estados aos países exportadores de gás natural e respetiva instabilidade política; A conjugação destes fatores torna clara uma realidade: O benefício mútuo que um reforço de ligação da Península Ibérica à rede intraeuropeia traria aos países envolvidos, possibilitando à Europa funcionar cada vez mais como um mercado integrado de energia elétrica, promovendo a competitividade e a segurança de abastecimento energético. Em 2015, preveem-se aumentos, tanto na conexão entre Portugal e Espanha para MW (2 200MW, atualmente), como na ligação Espanha França que resultou de um investimento bipartido de EUR 700 milhões. Também a ligação Espanha - Reino Unido está em estudo, um investimento (avaliado em cerca de EUR 25 mil milhões) que significaria um passo essencial para a exportação de energia elétrica pelos países Ibéricos. Fonte: REN, Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN ENTSO-E. 14

15 INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO ENERGIA PRIMÁRIA (I) Sendo a segurança de abastecimento energético um importante vetor de estabilidade económica, decisivo para a soberania do Estado português, esta deverá ser um dos principais focos de investimento futuro neste setor. No caso das importações de gás natural, praticamente bipartidas entre os fornecimentos de Argélia (44%) e Nigéria (45%), é essencial a diversificação de abastecimento tendo em conta a fragilidade da estabilidade social/política destes países. Estes contratos de aquisição de gás, em regime take-or-pay e com uma duração média de 20 anos, cessarão faseadamente e apenas entre 2020 e Também a importação de carvão está sujeita a este fenómeno de dependência quase exclusiva. ORIGEM IMPORTAÇÕES GÁS NATURAL 2013 Volume (10 3 Nm 3 ) % Nigéria ORIGEM IMPORTAÇÕES CARVÃO 2013 Peso (ton) % Colômbia EUA Líbia Iraque 1% Nigéria 4% 7% Guiné Equatorial 2% Gana 3% Cazaquistão 7% Rússia 6% ORIGEM IMPORTAÇÕES PETRÓLEO 2013 Angola 37% Argélia Arábia Saudita Camarões 12% Outros África do Sul Brasil 2% Azerbaijão 7% Argélia 4% Arábia Saudita 8% Fonte: DGEG. INE. 15

16 INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO ENERGIA PRIMÁRIA (II) O encerramento das centrais de Sines e do Pêgo, previstas para 2017 e 2021, terão o impacto de libertar o SEP de qualquer dependência do carvão como fonte de energia, sendo a produção assegurada exclusivamente por FER e pelo gás natural que se prevê que venha a ter uma quota-parte substancial da produção elétrica nacional (19.5%, em 2025), evoluindo a uma TCMA entre 5.0% e 5.7%. Por este facto, e tendo em conta os potenciais problemas com a segurança de abastecimento de gás natural, o investimento já referido na diversificação de fontes deverá ser efetuado, sobretudo ao nível dos terminais GNL 7, nomeadamente o reforço sempre que necessário do Terminal do Porto de Sines, que se apresenta como a opção mais flexível para a aposta na diversidade da origem das importações. PREVISÃO DA COMPOSIÇÃO DO SEP 2025 INFRAESTRUTURAS DE IMPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL Gasoduto Magreb Europa Terminal GNL do Porto de Sines Terminal GNL Sines Fonte: REN, Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Nacional de Gás Natural GALP Energia. 7. Gás Natural Liquefeito. 16

17 INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO ENERGIA PRIMÁRIA (III) A localização estratégica do Porto de Sines, como porta de entrada da Europa, para eventuais alternativas ao abastecimento de gás proveniente maioritariamente da Rússia (25% do total da UE-28 e 40% do total europeu), torna-o o uma das infraestruturas estratégicas com maior potencial a nível ibérico. O aparecimento dos Estados Unidos da América no panorama mundial do GNL, assumindo-se como um dos principais players no setor, e como maior produtor mundial de gás natural, tenderá a ser benéfico para os países europeus caso estes tentem aceder aos preços praticados neste mercado regional. Em 2013, o preço do gás nos EUA foi aproximadamente 32% daquele praticado no mercado europeu. A importação de GNL proveniente dos EUA poderá ainda reduzir a desvantagem competitiva que muitos países europeus têm em relação à industria norte-americana, que beneficia de custos produtivos inerentes à energia significativamente mais baixos. Esta questão ganha maior relevância numa altura em que se discute o acordo de livre comércio entre EUA e UE ( Transatlantic Trade and Investment Partnership ). ORIGEM IMPORTAÇÕES GÁS NATURAL EUROPA 2013 % Cazaquistão 2% Outros Ex-URSS 2% Qatar 4% Turquemenistão 2% Irão 2% UK 2% PREÇO DO GÁS NATURAL NOS PRINCIPAIS MERCADOS REGIONAIS USD/ Milhão BTU Japão 16.0 Europa 11.8 Argélia 7% Outros 9% Rússia 40% Holanda 10% Noruega 20% EUA 3.7 Fonte: World Bank, Commodity Markets. BP: Statistical Review EUROSTAT

18 INFRAESTRUTURAS E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO ENERGIA PRIMÁRIA (III) Em 2009 registou-se a última expansão do terminal GNL, situado no Porto de Águas Profundas de Sines, que aumentou a capacidade nominal de emissão para m 3 /dia. Nos próximos anos, a REN (concessionária da rede de transporte de gás natural) planeia aumentar a capacidade de toda a rede, estimando um investimento aproximado de EUR 524 milhões até 2023 (dois quais, EUR milhões até 2016) e contemplado no Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNTIAT 8. Em 2030, a capacidade d totalt de oferta de gás natural será de aproximadamente 800 GWh/dia e a capacidade d de armazenamento rondará os GWh/dia. Fonte: REN, Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Nacional de Gás Natural 2012, Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNTIAT. 8. Rede Nacional de Transporte, Infraestruturas de Armazenamento e Terminais. 9. Reserva Estratégica Nacional. 18

19 TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA E DÉFICE TARIFÁRIO (I) Portugal apresenta-se com um dos níveis de custo de energia mais elevados no grupo dos países da União Europeia 133 (UE-28). No setor doméstico, os EUR 213 por MWh consumido, que são pagos pelos consumidores, colocam Portugal como o 8º país com custo final de energia mais elevado. No entanto, o custo de produção IA STO DA ENERGI o STO DECOMPOS 3 Setor Doméstic /MWh CUS 2013 EUR/ de energia é consideravelmente mais reduzido (EUR 73 por MWh, 12º mais elevado da UE-28), sendo o restante valor acrescido resultante da aplicação de taxas e impostos. Também no setor industrial, decisivo para a competitividade nacional, Portugal apresenta custos finais de energia elevados: EUR 114 por MWh (12º mais elevado da UE-28). ENERGIA OMPOSTO DA E ndustrial CUSTO DEC 2013 Setor In EUR/MWh Energia Custos da Rede Impostos Fonte: EUROSTAT. 19

20 TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA E DÉFICE TARIFÁRIO (II) O défice tarifário previsto para o ano de 2014 é de cerca de EUR 4.43 mil milhões. Este valor, é em grande parte devido aos CIEG (Custos de Interesse Económico Geral) e que são resultado de uma política adotada a partir de 2008 com vista à harmonização dos preços da energia elétrica, independentemente do preço dos combustíveis inerentes à sua produção (CMEC), e da diferença entre as tarifas cobradas ao consumidor e o valor contratualizado que é pago às unidades PRE. Toda esta subsidiação é acumulada no défice tarifário, resultando num crescimento assinalável do mesmo nos últimos 5 anos (TCMA = 45.25%), e cuja dimensão tem vindo a suscitar a preocupação das entidades externas envolvidas na assinatura do Memorando de Entendimento Sobre as Condicionalidades de Política Económica. PRINCIPAIS PARCELAS DO CIEG EVOLUÇÃO DO DÉFICE TARIFÁRIO E 2014 E EUR Milhares EUR Milhares Défice Tarifário Serviço de Dívida * E Sobrecusto PRE CMEC CAE Rendas CD BT Sobrecusto RAM e RAA Fonte: ERSE. CMEC Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual. CAE Contratos de Aquisição de Energia. CD BT Concessão de Distribuição em Baixa Tensão. RAM e RAA - Sobrecusto Região Autónoma da Madeira e Região Autónoma dos Açores. E - Estimativa. Outros 20

21 TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA E DÉFICE TARIFÁRIO (III) O sobrecusto com a PRE é o principal fator de acumulação de défice tarifário, sendo responsável por aproximadamente 66% (EUR 1.75 mil milhões) do total dos Custos de Interesse Económico Geral (CIEG). Ao recorrer à atribuição de tarifas bonificadas para incentivar o investimento em infraestruturas de produção de E-FER, o Governo Português garante a compra de praticamente toda a energia elétrica produzida por esses sistemas a um preço significativamente superior ao seu custo de mercado. Esta diferença, entre custo de mercado e o custo de eletricidade PRE, que no ano 2013 chegou a ser superior a 114%, é direcionada para défice tarifário, protegendo os consumidores dos reais custos da energia elétrica (que teriam efeitos catastróficos na economia e complicariam sobremaneira o panorama macroeconómico português). REMUNERAÇÃO MÉDIA ATRIBUÍDA EM REGIME PRE EVOLUÇÃO DOS CUSTOS DE ENERGIA ELÉTRICA MERCADO vs PRE EUR/MWh EUR/MWh Preço de Referência Mercado Regulado % Preço de Referência Mercado Regulado PRE Fonte: DGEG. ERSE. (1) -(<10MW) (2) -( 10MW ) (3) - (5 150kW) (4) -( 1MW) (5) -(<5kW) 21

22 MERCADO DE ENERGIA EM PORTUGAL (I) Em Setembro de 2006 iniciou-se o processo de liberalização gradual do mercado de energia elétrica que deverá estar integralmente concluído até ao final de Dezembro de Neste regime é permitida uma negociação consumidor - comercializador, potenciando o mercado concorrencial de venda a retalho. Atualmente, 52% dos clientes ainda se mantém no antigo mercado regulado (pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos). No entanto, se se tiver em conta o consumo de energia elétrica, o ML conta já com a quase totalidade de energia comercializada, 79% em Junho de Quanto à distribuição dos comercializadores no ML, cabe à EDP Comercial a quase totalidade dos contratos de energia, tendo registado cerca de 86% do total de clientes (Junho 2014). QUOTAS DOS MERCADOS REGULADO E LIBERALIZADO JUNHO 2014 NÚMERO DE CLIENTES vs CONSUMO ANUALIZADO % QUOTAS DO MERCADO LIBERALIZADO POR COMERCIALIZADOR QUOTAS DO MERCADO LIBERALIZADO POR COMERCIALIZADOR JUNHO 2014 JUNHO 2014 NÚMERO DE CLIENTES % CONSUMO ANUALIZADO % 21% 79% GALP 5.9% FORTIA 3.6% OUTROS 1.6% 52% 48% ENDESA 5% GN FENOSA 4.2% EDP COM. 86% Other 14% IBERDROLA 3% GALP 5% GN FENOSA 1% OUTROS 0% IBERDROLA 18.9% ENDESA 19.6% EDP COM. 46.2% Fonte: ERSE. Mercado Liberalizado Mercado Regulado 22

23 MERCADO DE ENERGIA EM PORTUGAL (II) Em meados de 2014, o domínio da EDP Comercial, quanto ao número de clientes, assentou essencialmente no setor doméstico e dos pequenos negócios, onde atinge 83% e 48.4% de quota de mercado, respetivamente. Por outro lado, registou-se uma forte presença das empresas espanholas, Iberdrola e Endesa, que se destacam principalmente como fornecedoras do setor industrial e que, por isso, apresentam grandes quantidades de energia comercializada. QUOTAS DO MERCADO LIBERALIZADO POR COMERCIALIZADOR JUNHO2014 SETORES DE CONSUMO % EVOLUÇÃO DA LIBERALIZAÇÃO DO MERCADO DE ELETRICIDADE JUN 2010 JUN 2014 Milhares de Consumidores ; % % % 2500 Peso Relativo do 70% ML (Consumo) 60% % % 30% 1000 Total 20% Consumidores % 0 0% Jun-10 Dez-10 Jun-11 Dez-11 Jun-12 Dez-12 Jun-13 Dez-13 Jun-14 OUTROS FORTIA GALP GN FENOSA IBERDROLA Doméstico Pequenos Negócios Industriais Grandes Consumidores ENDESA EDP COM Fonte: ERSE. 23

24 INVESTIMENTO E FOCOS DE DESENVOLVIMENTO (I) O setor elétrico em Portugal já provou ter as condições necessárias para acolher grandes projetos promovidos por consórcios nacionais e estrangeiros, produzindo um impacto significativo nas economias regional e nacional. O cluster industrial eólico de Viana do Castelo, impulsionado pelos concursos de instalação de capacidade eólica promovidos pelo Estado Português, é um dos melhores exemplos do estabelecimento de uma rede de contactos interempresariais, que resultaram na criação de cerca de 2000 empregos diretos e vários milhares de empregos indiretos. Através de um investimento combinado de mais de EUR 200 Milhões, a atividade conjunta deste parque industrial resultou num VAB aproximado de EUR 116 Milhões (em ano cruzeiro), onde 60% da produção total se destinou à exportação. Fonte: ENEOP, Eólicas de Portugal. 24

25 INVESTIMENTO E FOCOS DE DESENVOLVIMENTO (II) O investimento a médio prazo do setor da energia elétrica na Europa passará, muito provavelmente, por uma continuação da descarbonização do setor que deverá ser alicerçado numa base maioritariamente renovável e a gás natural, e que visa a supressão da crescente procura de eletricidade que se prevê para as próximas décadas. Acompanhando esta evolução tecnológica, terão de surgir obrigatoriamente novos vetores de mudança política, jurídica, tecnológica, social e organizacional que acompanhem este desenvolvimento e estabeleçam um framework favorável à acomodação de cada vez mais potência renovável instalada. Ao mesmo tempo procura-se que a evolução deste setor seja feita muito mais à custa da redução e racionalização da procura do que da natural expansão dos sistemas produtivos dos respetivos países, havendo uma consciencialização dos mesmos quanto à importância da eficiência energética e da gestão de consumos (entre outras ferramentas), que privilegiam o desenvolvimento do Negawatt 10 ao invés do Megawatt. MERCADOS REGIONAIS DE E.E. ARMAZENAMENTO DE ENERGIA EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ENERGIA RENOVÁVEL ELETRIFICAÇÃO DOS TRANSPORTES A criação de uma rede elétrica inteligente, capaz de suprir as necessidades do futuro e que privilegie a sustentabilidade, a segurança de abastecimento eacompetitividadedosetor,sóé possível com o alinhamento de diversos players ainda pouco desenvolvidos em Portugal e cujas potencialidades poderão vir a transfigurar drasticamente a rede elétrica e a sua dinâmica. DEMAND RESPONSE Fonte: IEA. 10. Unidade teórica que contabiliza uma potência que deixou de ser consumida (por efeito de medidas de eficiência energética, e.g.), e que, por isso, poderá ser utilizada para qualquer outro fim. 25

26 INVESTIMENTO E FOCOS DE DESENVOLVIMENTO (III) ENERGIA RENOVÁVEL EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DEMAND RESPONSE Continuação de uma aposta em fontes de energia renováveis de elevado estado de maturação, promovendo a descarbonização do setor elétrico. I&D de novas tecnologias de conversão de energia, com vista a uma maximização da diversidade das fontes assegurando a segurança de abastecimento. A Agência Internacional de Energia (IEA) prevê que, até 2035, haja um investimento de EUR mil milhões por parte dos países da OCDE para a atualização e descarbonização do setor. É provavelmente uma das ferramentas mais eficazes no combate à escalada do consumo de energia, uma vez que permite aumentar o número de consumidores e ainda assim manter, ou mesmo reduzir, o valor do consumo. Estima-se que o potencial de poupança de energia elétrica nos países da UE-27 possa atingir os 18.6% até 2025 e 20.8% até A IEA estima ainda que, até 2035, serão investidos cerca de EUR mil milhões em medidas de eficiência energética, permitindo um corte de 15% no consumo de energia total previsto para esse ano. Apesar de grande parte das potencialidades desta ferramenta estarem ainda em fase experimental, o demand response permitirá, entre outras funcionalidades, estabelecer um contacto bidirecional entre o consumidor e o operador da rede. Esta correspondência, possibilita ao consumidor receber incentivos (idealmente monetários) que o levem a, por exemplo, reduzir a carga elétrica a que está a sujeitar a rede. Desta forma, o operador tem o poder de controlar situações de ponta de consumo, suavizandoas e evitando o recurso à entrada de nova central. ELETRIFICAÇÃO DOS TRANSPORTES MERCADOS REGIONAIS DE E.E. ARMAZENAMENTO DE ENERGIA A eletrificação dos transportes, significativamente atrasada pela crise económica de 2008, é um ponto essencial para transição energética do setor que, em 2012, representou 35% do consumo de energia primária em Portugal. Esta transição pretende restringir ao máximo a emissão de gases de efeito de estufa. Estima-se que, até 2020, sejam vendidos cerca de 14 milhões de veículos elétricos em todo o mundo. Fonte: IEA. O desenvolvimento de uma rede elétrica de grande capacidade a nível regional ou mesmo continental, proporcionaria à Europa uma segurança de abastecimento muito para além da existente atualmente. A entrada em cena de um mercado de energia elétrica único, apesar dos custos de investimento que acarretaria, potenciaria a livre concorrência entre os diversos produtores e as respetivas tecnologias existentes, beneficiando sobremaneira os consumidores de eletricidade e reduzindo substancialmente os custos da indústria com a energia, uma das principais causas da falta de competitividade dos países europeus. Atualmente, o investimento no desenvolvimento de tecnologias de armazenamento de energia tem tomado um lugar de destaque. Da evolução deste setor, depende o progresso pendente de algumas indústrias como por exemplo a indústria automóvel e a do setor energético. Com uma oferta de sistemas de armazenamento (nomeadamente baterias) de grande fiabilidade, autonomia e baixo custo, estarão reunidas as condições tanto para a explosão da frota automóvel elétrica, como para uma transição definitiva para uma base de produção de energia elétrica quase exclusivamente renovável. Segundo a IEA, China, Índia, EUA e UE investirão um total de EUR 380 mil milhões em sistemas de armazenamento até

27 POLÍTICA ENERGÉTICA E METAS PARA FUTURO A política energética e as metas que Portugal se propõe atingir, na sua grande maioria consagradas no PNAEE e PNAER 11, têm como horizontes temporais 2016 e 2020, respetivamente, e decorrem das diretivas estabelecidas pelo Parlamento Europeu. Nas suas últimas versões, ambos os documentos se comprometem a seguir as políticas de descarbonização do setor e da otimização de consumos já definidas nos planos anteriores, promovendo um programa de continuidade ressalvando o interesse nacional quanto aos gastos com os incentivos concedidos pelo estado, racionalizando-os através de uma ótica objetiva que mantém o apoio a áreas cujos impactos se tenham revelado positivos, e desativando ações financeiramente dispendiosas ou com resultados insatisfatórios/inconclusivos. DESCRIÇÃO RESULTADO PREVISTO TERMO DO PROGRAMA METAS UE METAS PARA PORTUGAL 2020 (ADICIONAIS) METAS DO GOVERNO 2020 (ADICIONAIS NÃO VINCULATIVAS) QUADRO DE APOIO COMUNITÁRIO DE APOIO REGIME GERAL PNBEPH ZONA PILOTO ENERGIA OFFSHORE SOBRE-EQUIPAMENTO DE PARQUES EÓLICOS VALORIZAÇÃO DA BIOMASSA FLORESTAL CENTRAIS DE BIOMASSA MINIPRODUÇÃO BALCÃO ÚNICO DE ELETRICIDADE Identificar necessidade de financiamento e os instrumentos adequados para apoiar projetos FER baseados quer em Aumento da utilização de energias renováveis tecnologias inovadores quer em tecnologias maduras. Introdução de um regime remuneratório geral, que possibilite ao produtor de eletricidade a partir de FER exercer a sua atividade nos termos aplicáveis à PRO. Desenvolvimento do PNBEPH, dos novos empreendimentos hídricos em curso, dos reforços de potência previstos e da instalação de sistemas de bombagem. b Operacionalização da zona piloto, com alargamento à eólica offshore, gradiente de salinidade, gradiente de temperatura e correntes oceânicas. Viabilização de potência através do sobre-equipamento dos parques eólicos existentes Atribuição de incentivos a aplicar às centrais dedicadas a biomassa florestal. Criação de rede descentralizada de centrais de biomassa na sequência do concurso de atribuição de potência lançado em Reformulação e fusão dos atuais programas de microprodução e miniprodução. Dinamizar o investimento em tecnologias maduras com uma ordem de mérito que viabilize a sua atuação em regime de mercado. Reforço da potência hídrica e incremento da capacidade reversível instalada, promovendo a melhoria da gestão do sistema eletroprodutor e da segurança de abastecimento. Criar condições logística e de ligação à rede para futuros promotores de projetos demonstradores de energia marinha, com uma capacidade global até 250MW até Aumentar a capacidade instalada de produção a partir de FER em cerca de 400MW de forma economicamente eficiente. i Desenhar um quadro de compromisso com promotores das centrais de biomassa que possibilite a concretização dos 2017 projetos, vinculando-os ao apoio de medidas de sustentabilidade. Reforço da potencia instalada em centrais e biomassa, promovendo a melhoria da gestão do sistema eletroprodutor 2015 e da segurança de abastecimento Agilizar e harmonização dos procedimentos administrativos. Racionalização dos apoios concedidos. Diminuir os prazos de licenciatura através da criação de um balcão único (DGEG). Facilitar a tramitação dos processos de Agilização dos procedimentos de licenciamento de centrais renováveis de eletricidade. licenciamento e a informação dos mesmos. Fonte: DGEG. 11. Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética e Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis % Redução do Consumo de Energia; 20% E-FER no Consumo Final de Energia; 31% E-FER no Consumo Final Bruto de Energia; 10% FER no Consumo Setorial dos Transportes; 20% Redução 20% Redução de Gases de do Consumo Efeito de de Energia Estufa; Primária; 25% Redução do Consumo de Energia Primária 30% Redução do Consumo no Setor do Estado 27

28 RESEARCH SETORIAL Francisco Mendes Palma Head Sectorial Strategist Susana Barros Luís Ribeiro Rosa Conceição Leitão João Pereira Miguel Patrícia Agostinho José Manuel Botelho Celina Domingues Luís Miguel Bidarra Afonso Mota Cardoso (Estagiário) pt DISCLAIMER O estudo foi realizado pelo NOVOBANCO Research - Research Sectorial com um objectivo meramente informativo. Todo o seu conteúdo é baseado em informação disponível ao público e obtida a partir de diversas fontes, incluindo meios de informação especializados, fontes oficiais e outras consideradas credíveis. Contudo, o NOVOBANCO Research - Research Sectorial não garante a sua exatidão ou integralidade. As opiniões expressas nesta apresentação referem-se apenas ao momento presente e estão sujeitas a alterações sem aviso prévio. As informações e opiniões apresentadas não constituem nenhuma recomendação de investimento. O NOVOBANCO Research - Research Sectorial não aceita nenhum tipo de responsabilidade sobre quaisquer perdas ou danos provenientes da utilização desta apresentação. As opiniões emitidas não vinculam o NOVOBANCO, não podendo o NOVOBANCO, por isso, ser responsabilizado, em qualquer circunstância e por qualquer forma, por erros, omissões ou inexatidões da informação constante neste documento ou que resultem do uso dado a essa informação. A reprodução de parte ou totalidade desta publicação é permitida, desde que a fonte seja expressamente mencionada. 28

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