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

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1 Avaliação dos custos e dos benefícios da energia eléctrica de origem renovável Relatório final do estudo Lisboa, Julho de

2 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) 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 APREN recorreu 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 Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 2

3 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 Por esse motivo, o balanço do desenvolvimento da PRE-FER no passado, tem como referência o período > 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, , 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 CO 2 (que decorrem directamente do desenvolvimento de produção de FER). Importa, também, realçar que as conclusões do estudo se encontram sustentadas em análises quantitativas Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 3

4 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 em termos globais, a análise de outros aspectos, nomeadamente, ao nível da economia, ambiente e desenvolvimento regional Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 4

5 Sumário Executivo (1/3) principais conclusões DESENVOLVI- MENTO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS EM REGIME ESPECIAL - PRE-FER ( ) DIFERENCIAL DE CUSTO ENTRE PRE-FER E PRO ( ) > 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 , implicou benefícios ao nível de custos evitados com importações de combustíveis fósseis 2) e de CO 2, 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 , 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) Notas: 1) PRE-FER Produção em regime especial, fonte de energia renovável; 2) Gás Natural e carvão; 3) PRO Produção em regime ordinário Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 5

6 Sumário Executivo (2/3) principais conclusões EVOLUÇÃO DA PRE-FER ( ) DIFERENCIAL DE CUSTO ENTRE PRE-FER E PRO ( ) > Foram analisados três cenários de evolução da PRE-FER no período , perspectivando-se, em todos, um aumento da produção das FER > A maior penetração da PRE-FER ao longo do período , implicará benefícios ao nível de custos evitados com importações de combustíveis fósseis 1) e de CO 2, 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 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 6

7 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 CO 2 vendidas pelo Estado aos operadores térmicos (a partir de 2013) > A análise realizada à estrutura tarifária confirma que o actual défice tarifário não se deve a um desvio no custo da PRE-FER, mas sim ao aumento dos preços dos combustíveis fósseis Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 7

8 Conteúdo Página A A. Abordagem METODOLÓGICA do estudo 9 B B. DESENVOLVIMENTO DA PRE-FER em Portugal no período C C. DIFERENCIAL DE CUSTO entre PRE-FER e PRO no período D D. Perspectivas de EVOLUÇÃO DA PRE-FER ATÉ E E. DIFERENCIAL DE CUSTO entre PRE-FER e PRO ATÉ F F. Análise crítica da POLÍTICA TARIFÁRIA 67 G G. CONSIDERAÇÕES FINAIS Roland Berger Strategy Consultants 8

9 A. Abordagem metodológica do estudo 9

10 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 1 às fontes de energia renovável em regime especial (PRE-FER 1) ) 2. Clarificação da metodologia de cálculo do diferencial de custo da PRE- 2 FER face à PRO 2), considerando o actual modelo de mercado grossista 3. 3 Sistematização de cenários de desenvolvimento da geração eléctrica com base em FER até ) 4. Sistematização de cenários de impacto da PRE-FER na tarifa de energia 4 eléctrica 5. Contribuição para a 6 clarificação junto de diferentes audiências do impacto da PRE- FER 5. Elaboração de recomendações sobre regulação tarifária do sector 5 eléctrico no que respeita a 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 10

11 O âmbito do Estudo compreendeu 5 dimensões Âmbito do Estudo HORIZONTE TEMPORAL GEOGRAFIAS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO FONTES DE INFORMAÇÃO PÚBLICO ALVO > Dois horizontes temporais: passado recente ( ) futuro a médio e longo prazo ( ) > Enfoque em Portugal > Mercado ibérico analisado - previsão da evolução do mercado grossista > Avaliação de outros mercados relevantes - Espanha, França, Alemanha e Itália > Tecnologias de 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 > Utilização de informação produzida por organismos públicos credíveis > Cálculo de todos os resultados do trabalho > Governo > Legislador/ Regulador > Especialistas/ líderes de opinião > Promotores de energias renováveis > Consumidores domésticos e industriais > Comunicação social Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 11

12 B. Desenvolvimento da PRE-FER em Portugal no período

13 Desenvolvimento da PRE-FER em Portugal no período Principais conclusões > O balanço da OPÇÃO POR ENERGIAS RENOVÁVEIS EM REGIME ESPECIAL (PRE-FER 1) ) em Portugal 1 no período 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: 2 > 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 CO 2 cerca de M ACUMULADO no 3 período , 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) 4> 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 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 estudo Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 13

14 1 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; %] Potência instalada PRE-FER 1) (GW) % 25% 25% 11% 7% Ø 20% Notas: 1) Eólica, Solar, PCH, Biomassa e Geotérmica; 2) Valores de Alemanha e de Itália para 2009 Fonte: REN; ERSE; CNE; GSE; EXX transparency; Federal Ministry for the Environment, Nature conservation and Nuclear Safety; Roland Berger Strategy Consultants 14

15 1 No entanto, ao contrário de outros países, Portugal centrou-se em energia eólica restantes tecnologias representam cerca de 16% Mix de capacidade da PRE-FER Eólica, PCH 1), Solar, Biomassa e Geotérmica 2) [2010; %; GW] Geotérmica Biomassa Solar PCH Eólicas 4 9% 84% % 3% 11% 13% 6% 3% 15% 8% 7% 8% 24% 24% 4% 22% 19% 75% 62% 57% 43% Notas: Fonte: 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 REN; ERSE; CNE; GSE; EXX transparency; Environment, Nature and Nuclear Safety Ministry; Roland Berger Strategy Consultants 15

16 1 Portugal tem apresentado na energia eólica níveis médios de load factor superiores aos de outros países Europeus Comparação de load factors de energia eólica [ ; %] 25% 24% 19% 18% 16% Ø 20 Portugal Espanha França Alemanha Itália Fonte: EREF; Federal Ministry for the Environment, Nature conservation and Nuclear Safety; CRE; CNE; GSE; REN; Roland Berger Strategy Consultants 16

17 2 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] Ø 80 Alemanha França Itália Espanha Portugal 1) Notas: Fonte: 1) Valor da tarifa feed-in média atribuída nos últimos concursos de 74 /MWh licenças atribuídas com descontos até 20% (tarifa feed-in de /MWh) EREF; Federal Ministry for the Environment, Nature conservation and Nuclear Safety; CRE; CNE; GSE; REN; Roland Berger Strategy Consultants 17

18 2 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 Comparação de tarifas feed-in de PRE-FER 1) valores médios da geração instalada [stock instalado em 2010; /MWh] MÉDIA DO MIX EÓLICAS SOLAR BIOMASSA PCH TARIFA FEED-IN DE 70 /MWh atribuída nos últimos concursos convergência para um valor médio de 84 /MWh % + 7% % - 10% + 17% % Face à média dos países analisados Notas: Fonte: Ø 111 Ø 85 Ø 442 Ø 125 Ø 76 1) Informação pública disponível apenas permite comparar os países nas tecnologias apresentadas; ERSE; CNE; CRE; Roland Berger Strategy consultants 18

19 3 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; %] Importações e bombagem PRE-NFER 4% 5% PRO Hídrica 34% TOTAL TOTAL RENOVÁVEL= 39% RENOVÁVEL= 52% Importações e bombagem PRE-NFER 5% 10% PRO Hídrica 28% PRO Térmica 52% 5% PRE-FER PRO Térmica 33% 24% PRE-FER Nota: Fonte: PRO Produção em regime ordinário; PRE Produção em regime especial REN; ERSE; Roland Berger Strategy Consultants 19

20 3 As renováveis em regime especial evitaram M de importações de combustíveis fósseis entre 2005 e 2010 ( 500 M /ano desde 2008) Custo evitado com importações de combustíveis fósseis devido à PRE-FER [ ; M ] PRE-FER [TWh] 4,0 5,9 6,9 8,5 10,8 13, Carvão Ø 340 Gás natural CUSTO TOTAL IMPORTAÇÕES EVITADAS NO PERÍODO = M Fonte: DGEG; BP; Roland Berger Strategy Consultants 20

21 3 tendo, igualmente, evitado 400 M relativos a custos de CO 2 Custo evitado com licenças de CO 2 devido à PRE-FER [ ; M ] CO 2 [EUR/Ton] Forte desvalorização das licenças de CO Ø CUSTO TOTAL EVITADO NO PERÍODO M Fonte: ERSE; Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants 21

22 4 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 [ ; preços constantes de 2010; /MWh] 0,24 0,18 0,12 0,06 0,00 DIMINUIÇÃO DOS PREÇOS REAIS AUMENTO DOS PREÇOS REAIS Baixa tensão normal Média tensão Muito alta tensão > A REDUÇÃO DOS PREÇOS REAIS DA ELECTRICIDADE 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% Fonte: ERSE; Roland Berger Strategy Consultants 22

23 4 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=base 100; ] CAGR [%] 9% 7% 7% 5% 5% 4% 4% 3% 3% -0,3% Ø 140 Gasóleo aquecimento Gasóleo Transportes 1) Gasolina s/chumbo 95 GPL Automóvel Gasolina s/chumbo 98 Água 2) Electricidade 3) (BTN) Portagens 4) Gás Natural Notas: Fonte: 1) Passe mensal Metropolitano Lisboa; 2) Evolução do preço médio das concessões municipais de água; 3) Tarifa baixa tensão normal; 4) Portagem Lisboa-Porto; ERSE; DGEG; ANACOM; Entidade Reguladora dos Serviços de Águas e Resíduos; Roland Berger Strategy Consultants 23

24 4 Os preços da electricidade em Portugal encontram-se abaixo dos praticados na generalidade dos países da UE-27 Preços de electricidade na EU-27 - escalões de consumo de referência [2010] Preços do segmento industrial 1) [consumo: 500<MWh<2.000; EUR/MWh] Espanha 117 Irlanda 112 Alemanha Reino Unido Grécia Dinamarca Portugal Bélgica 106 UE Holanda 104 França (-10%) 3) CAGR 08/10 +7% -9% +3% +2% +2% +2% -2% +3% -1% +2% +9% Preço do segmento doméstico, comércio e serviços 2) [consumo: 2.500<kWh<5.000; EUR/ MWh] CAGR 08/10 Dinamarca Alemanha Bélgica Irlanda Espanha Holanda UE-27 Portugal Reino Unido França Grécia (-6%) 3) 267-1% +5% -3% -3% +9% -2% +2% +3% -5% +2% +5% Notas: 1) Preços com impostos, excluindo IVA; 2) Preços com impostos, incluindo IVA; 3) Diferencial face à UE-27 Fonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants 24

25 4 Nos últimos 5 anos, os preços de electricidade em Portugal divergiram relativamente à média da UE-27 e a Espanha Crescimento médio dos preços de electricidade por segmento [ ; CAGR; %] Industriais 1) Países que melhoraram a sua competitividade Países que pioraram a sua competitividade Doméstico, comércio e serviços 2) Notas: 1) Preços excluindo IVA e outros impostos recuperáveis para consumidor-tipo (consumo anual de MWh até 2007, e entre 500 MWh e MWh) 2) Preços incluindo IVA e outros impostos para consumidor-tipo (consumo anual de kwh até 2007, e entre kwh e kwh) Fonte: Eurostat; Roland Berger Strategy Consultants > PORTUGAL apresentou REDUZIDOS NÍVEIS DE CRESCIMENTO dos PREÇOS DA ELECTRICIDADE ao longo dos ÚLTIMOS 5 ANOS (+3%) > ABAIXO dos verificados em ESPANHA, REINO-UNIDO E UE-27 25

26 4 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 PROPORCIONA junto de outras ECONOMIAS MUNDIAIS MAIOR CLARIFICAÇÃO IMPLICA MAIOR APOIO ÀS RENOVÁVEIS > CONSUMIDOR depois de CLARIFICADO acerca de um conjunto de aspectos chave sobre as renováveis, expressa MAIOR APOIO a esta fonte energética DISPONIBILIDADE DO CONSUMIDOR PARA PAGAR UM CUSTO ADICIONAL PELAS RENOVÁVEIS > 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 26

27 4 Os consumidores têm sensibilidade aos aumentos do preço da electricidade 5% tido como referência Subida da factura mensal real de electricidade [ ] CONCLUSÕES REAL Subida percentual [%] 2,5% 4,0% 6,0% > AUMENTOS DE 4% são ACEITÁVEIS e correspondem ao apresentado pela comunicação social, mas IMPLICAM UM ESFORÇO VISÍVEL Subida euros [EUR] REAL 1,5 2,0 2,5 > 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 Reduzido Aceitável Excessivo Fonte: Focus Groups realizados em Março de 2011; empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants 27

28 4 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 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 para DIFERENTES PÚBLICOS-ALVO parece ter maior potencial na EFICÁCIA DA COMUNICAÇÃO Fonte: Focus Groups realizados em Março de 2011; empresa especializada; Roland Berger Strategy Consultants 28

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

30 Diferencial de custo entre PRE-FER e PRO no período 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 1 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 tecnologias PRO) > Aplicando a visão económica ajustada, o CUSTO DA PRE-FER É SUPERIOR AO DA PRO no período 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 está ABAIXO DO VALOR DE 2 /MÊS, considerado pelo consumidor doméstico como LIMITE ACEITÁVEL DE SUBIDA DA FACTURA MENSAL 3 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 Nota: Fonte: 1) PRO Produção em regime ordinário Roland Berger Strategy Consultants 30

31 1 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 CUSTO PRO Preço de mercado + Terrenos Centrais + Sobrecusto Custo Geração + Custo de CO 1) 2 Custo de geração grossista CAE e CMEC ajustado económico PRO AJUSTAMENTOS NA ESTRUTURA CUSTOS NÃO TARIFÁRIA (PROVEITOS PERMITIDOS) REFLECTIDOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA CUSTO PRE-FER Tarifa feed-in - 2,5% municípios (eólica) Custo Geração ajustado AJUSTAMENTOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA (PROVEITOS PERMITIDOS) - Efeito ordem de mérito 2) - Perdas transporte (evitadas) 3) - Contrapartidas do Estado 4) + Custo backup da PRE-FER 5) BENEFÍCIOS (CUSTOS EVITADOS) E CUSTOS NÃO REFLECTIDOS NA ESTRUTURA TARIFÁRIA Custo de geração económico PRE-FER Notas: 1) Aplica-se apenas ao período anos em que o preço do mercado grossista ("pool") não reflectiu o custo de oportunidade do CO 2 ; 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 31

32 2 Na visão económica, em anos de subida de preços de combustíveis fósseis (p.e. 2008), a PRE-FER apresenta um benefício face à PRO Evolução da visão económica do custo unitário de geração PRE-FER vs PRO [ ; /MWh] Nota: Fonte: PRE-FER ) Valor estimado do ajustamento de t-2 do CAE e CMEC (ERSE) DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants SUBIDA DOS PREÇOS DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS PRO ANOS COM PREÇOS BAIXOS DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS ) > A VISÃO ECONÓMICA apresenta uma maior PROXIMIDADE ENTRE OS CUSTOS DA PRO E DA PRE- FER no período > No ano 2008 a PRE-FER apresentou 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-FER aumentado > CUSTO MÉDIO DAS RENOVÁVEIS é MAIS ESTÁVEL, ao contrário do da PRO, que apresenta maior flutuação ao longo do período 32

33 2 3 No período , 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 [ ] DIFERENCIAL DE CUSTO UNITÁRIO MÉDIO ( /MWh) DIFERENCIAL FACTURA MENSAL MÉDIA 1) ( /MÊS) custo -4% geração [%] 11% -3% 8% 4% Na visão económica, o DIFERENCIAL DE CUSTO DA PRE-FER REDUZ-SE em 26 /MWh ,5-1,7 3,8 CUSTO ADICIONAL PRE-FER ABAIXO DO VALOR DE 2, considerado como limite aceitável de subida da factura mensal pelo consumidor doméstico -1,9 1,9 Diferencial de custo médio anual [M /ano] Notas: Fonte: ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO Tarifa feed-in Preço Mercado Grossista Custo PRE-FER ajustado 2) Custo PRO ajustado 3) Custo PRE-FER económico 4) Custo PRO económico 5) ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO Tarifa feed-in Preço Mercado Grossista Custo PRE-FER ajustado 2) Custo PRO ajustado 3) Custo PRE-FER económico 4) Custo PRO económico 5) 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 PRO económico = Custo PRO ajustado + Custo CO 2 (apenas em anos no período que não reflectem o custo oportunidade no preço de mercado grossista) DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants 33

34 2 3 Na visão económica a eólica e a PCH apresentam no período 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) [ ; /MWh] EÓLICA PCH custo geração [%] 7% -2% 5% -3% 2% 1% -0% 1% -1% 0% A ENERGIA EÓLICA, sendo a principal tecnologia PRE-FER, contribui com cerca de 60% DO "SOBRECUSTO" DA PRE-FER Diferencial de custo médio anual [M /ano] ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO Fonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants 34

35 2 3 Na visão económica, a energia Solar continua a apresentar um custo unitário muito superior ao da PRO Diferencial de custo unitário médio da PRE-FER vs PRO visão por tecnologia (2/2) [ ; /MWh] SOLAR BIOMASSA COGERAÇÃO FER custo geração [%] 1% -0% 1% -1% 0% 0% -0% 0% -0% 0% 2% -1% 1% -1% 0% ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO ACTUAL AJUSTADO ECONÓMICO Diferencial de custo médio anual [M /ano] Fonte: DGEG; BP; ERSE; EDP; Cogen; Roland Berger Strategy Consultants 35

36 D. Perspectivas de evolução da PRE-FER até

37 Perspectivas de evolução da PRE-FER até 2030 principais conclusões > Foram analisados TRÊS CENÁRIOS distintos DE EVOLUÇÃO DA PRE-FER no período , 1 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 > Uma MAIOR PENETRAÇÃO DA PRE-FER no período permitirá a obtenção de benefícios 2 significativos ao nível de CUSTOS EVITADOS COM IMPORTAÇÕES DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS (gás natural e carvão) e de CO 2 cerca de M ACUMULADO no período, i.e., 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 3 DIFERENÇA INFERIOR A 2% e a partir de 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 Nota: Fonte: 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)" Roland Berger Strategy Consultants 37

38 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS As projecções para o período , 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 instituições nacionais e internacionais de elevada credibilidade no sector energético > 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 futuros apresentados estes resultam de um conjunto de hipóteses e fontes públicas utilizadas no contexto desta colaboração Nota: Modelo MEG Mercado Eléctrico Grossista Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 38

39 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS 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 Foram definidos três cenários ibéricos de evolução da PRE-FER, de acordo com diferentes visões de evolução do sistema eléctrico A B C EXECUÇÃO MAIS LENTA DOS PLANOS DE ACÇÃO PARA ENERGIAS 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) Nota: Fonte: 1) PNAER (Portugal) e PANER (Espanha) Roland Berger Strategy Consultants NOVA CAPACIDADE PRE-FER G. HÍDRICA 100% dos Planos de Acção até 2020 TÉRMICA PRINCIPAIS PRESSUPOSTOS > Realização de 60% dos investimentos em PRE-FER assumidos nos Planos Nacionais 1) até 2020; 100% realizado até 2030 > Atraso médio de 3 anos nos investimentos 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 até 2020 > Atraso nos investimentos em nova capacidade térmica apresentados pelos operadores de Rede de Transporte, de acordo com a margem de cobertura objectivo PRESSUPOSTOS COMUNS > Preços futuros dos combustíveis fósseis e CO 2 > 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 mix dos Planos Nacionais 39

40 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS Até 2030, assume-se um crescimento da procura superior em Espanha (CAGR ,4%) do que em Portugal (CAGR ,7%) Evolução da procura de electricidade em Portugal e Espanha [TWh; ] TAXAS DE CRESCIMENTO 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 TWh CAGR (%) Portugal CAGR (%) - Espanha +1,4% (REN) 1) + 1,4 % (REN) 1) + 2,0% (RBSC) +2,7 % (REE) 2) + 2,5 % (RBSC) + 2,2 % (RBSC) ESPANHA PORTUGAL Notas: 1) " Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT de Electricidade ", REN (Abril 2011); 2) Previsión de cobertura de la demanda , REE (Abril 2010) Fonte: REN; UNESA; REE; CNE; Roland Berger Strategy Consultants 40

41 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS 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 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 [ e; USD/ bbl] ESTIMATIVAS DISPONÍVEIS TRANSIÇÃO 240 FUNDAMENTAIS DE L/P DO PETRÓLEO (AIE) > Evolução do preço do petróleo como input relevante para o modelo MEG, dada a correlação com a evolução do preço do gás natural PREVISÕES ACTUAIS Nota: Valores nominais Fonte: Bloomberg; AIE; Roland Berger Strategy Consultants EVOLUÇÃO BASEADA NOS FUNDAMENTAIS DE BALANÇO OFERTA/PROCURA (PREVISÃO AIE) 41

42 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS 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 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] CENÁRIOS DE "DECOUPLING" EVOLUÇÃO CORRELACIONADA COM OS FUNDAMENTAIS DE L/P DO PETRÓLEO CENÁRIOS DE "DECOUPLING" EVOLUÇÃO CORRELACIONADA COM OS FUNDAMENTAIS DE L/P DO PETRÓLEO 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 gás Fonte: INE; Bloomberg; AEAT; Roland Berger Strategy Consultants 42

43 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS 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 As previsões de mercado de preços de carvão apontam para uma estabilização enquanto que no CO 2 prevê-se uma duplicação de preços Custos unitários de carvão e preço de CO 2 [2011e-2030e] CUSTOS UNITÁRIOS DE CARVÃO 1) [EUR/ MWh] PREÇOS DE CO 2 (EUR/ ton) EUR/ ton Quioto Pós Quioto O carvão é uma commodity com liquidez Estimativas de médio/longo prazo acima de 30 EUR/ ton Nota: 1) Para efeito de apresentação dos valores, assumido consumo de 390 kg de carvão por MWh de electricidade Fonte: Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants 43

44 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS 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 O peso das renováveis em Portugal deverá ser superior a 65% em 2030, nos 3 cenários definidos superior ao assumido em Espanha Capacidade instalada [ e; GW] EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS > Os 3 cenários assumem A 100% EM 2030 B 100% EM 2025 C 100% EM 2020 um PESO SUPERIOR A 65% DE ENERGIAS RENOVÁVEIS em 2030 acima do peso assumido no cenário 36% 34% 32% 33% 31% 31% "mais renovável" em 50% 50% 50% Espanha (63% em 2030) 64% 50% e Não-renováveis 66% 2030e Renováveis 50% % 2020e 67% 2030e 69% 69% 50% e 2030e > Cenários com MAIOR PESO DE RENOVÁVEIS REQUEREM UM INVESTIMENTO SUPERIOR EM CAPACIDADE DISPONÍVEL para assegurar o objectivo de margem de cobertura Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants 44

45 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS 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 Em Portugal, assume-se que a geração eólica e hídrica são as que mais aumentarão de capacidade até cerca de 10 p.p. 1) Capacidade instalada por fonte energética [ e; GW] EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS PRO PRE 100% EM % EM % EM 2020 A B C % 4% 1% 2% 4% 4% 2% 1% 2% 2% 3% 1% 5% 5% 3% 2% 6% 3% 2% 4% 1% 5% 3% 2% 3% 1% 8% 21% 21% 21% 21% 24% 24% 25% 25% 28% 6% 8% 6% 6% 9% 9% 9% 9% 26% 26% 26% 10% 36% 33% 36% 10% 10% 31% 10% 34% 29% 10% 7% 10% 10% 2% 2% 21% 21% 25% 21% 21% 23% 21% 20% 21% e 2030e e 2030e e 2030e BIOMASSA SOLAR OUTROS (PRE) 2) FUELÓLEO GÁS NATURAL PCH EÓLICA GRANDE HÍDRICA CARVÃO Notas: 1) Pontos percentuais; 2) Inclui Cogeração, RSU e biogás Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants > A GERAÇÃO HÍDRICA 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 em GÁS NATURAL (convencional e cogeração) 45

46 1 INPUTS E PRESSUPOSTOS 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 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] CURVA DE EVOLUÇÃO TECNOLÓGICA [ ; %] -21% -17% Solar - Fotovoltaica Solar - CSP > Nas FONTES RENOVÁVEIS MENOS MADURAS assumiu-se uma CURVA 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-IN CONSIDERADO ELEVADO /MWh em 2020 > Desse modo, assumiu-se que o cumprimento da META DE CAPACIDADE SOLAR DEFINIDA NO PNAER, seria cumprida 100% COM FOTOVOLTAICA 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 Fonte: AIE; Roland Berger Strategy Consultants 46

47 1 RESULTADOS DO MODELO MEG 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 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 ASPECTOS METODOLÓGICOS A DESTACAR > A evolução do preço do mercado grossista depende das projecções assumidas para os preços de combustíveis e CO 2, e das projecções de 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 ) RESULTADOS DO MODELO MEG I. Produção por tecnologia II. III. Preço do mercado grossista 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 Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 47

48 1 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 Em Portugal, a contribuição das renováveis para a produção total em 2020 estará entre 55% e 60% Produção por fonte energética [ e; TWh] PRO PRE EXECUÇÃO DO PLANO DE ACÇÃO PARA ENERGIAS RENOVÁVEIS 100% EM % EM % EM 2020 A B C % 2% 3% 3% 2% 2% 3% 2% 3% 4% 3% 3% 3% 2% 2% 4% 3% 4% 3% 4% 2% 5% 2% 17% 21% 21% 17% 17% 25% 24% 25% 28% 14% 14% 14% 14% 13% 16% 15% 16% 17% 29% 28% 23% 29% 29% 23% 28% 25% 13% 1% 23% 13% 13% 30% 35% 29% 21% 21% 23% 21% 25% 20% e 2030e e 2030e e 2030e BIOMASSA SOLAR OUTROS (PRE) 1) FUELÓLEO GÁS NATURAL PCH EÓLICA GRANDE HÍDRICA CARVÃO Nota: 1) Inclui Cogeração, RSU e biogás Fonte: REN; REE; Roland Berger Strategy Consultants 4% > Em Portugal, a PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE deverá assentar num MIX DE GERAÇÃO A 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 48

49 2 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 Entre 2011 e 2030, a PRE-FER permitirá evitar importações de combustíveis fósseis num total de M Custo evitado com importações de combustíveis fósseis pela PRE-FER 1) [ e; M ] PRE-FER [TWh] 4,0 13,4 16,2 19,8 22,6 25,3 28,1 Ø Carvão Gás Natural 2005r 2010r 2011e 2015e 2020e 2025e 2030e TOTAL = M TOTAL = M Nota: 1) Cenário B - 100% PLANO ER EM 2025 Fonte: DGEG; BP; Roland Berger Strategy Consultants 49

50 2 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 e um custo total de M relativo a emissões de CO 2 Custo evitado com emissões de CO 2 pela PRE-FER 1) [ e; M ] CO 2 [ /Ton] Ø r 2010r 2011e 2015e 2020e 2025e 2030e TOTAL = 400 M TOTAL = M Nota: 1) Cenário B - 100% PLANO ER EM 2025 Fonte: Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants 50

51 3 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 As estimativas de custo total de geração dos 3 cenários considerados, apontam para diferenças inferiores a 2% Custo total de geração do sistema - [2011e; 2020e; 2030e] METODOLOGIA DE CÁLCULO DO CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO 1) CUSTO TOTAL E UNITÁRIO DE GERAÇÃO (M ) A 100% PLANO ER EM 2030 EUR/ MWh % 48% 50% 36% 44% 53% Preço Mercado Grossista Sobrecusto CAE e CMEC Custo médio PRE-FER CO 2 deduzido 2) Custo médio PRE-NFER Garantia Potência Custo PRO Custo PRE Custo Sistema Custo de sistema Custo PRO Custo PRE Notas: 1) À escala de 2020; 2) Assumindo que o valor das licenças de CO 2 vendidas pelo Estado, são reincorporados no sistema como valor a deduzir ao custo PRE-FER Fonte: Roland Berger Strategy Consultants Total B 100% PLANO ER EM 2025 C 100% PLANO ER EM 2020 EUR/ MWh EUR/ MWh % 35% 56% 37% % 34% % % 44% % 32% 33%

52 3 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 Evolução do custo unitário de geração do sistema [2011e-2030e; EUR/MWh] CENÁRIO BASE DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍ- VEIS FÓSSEIS CENÁRIO ALTO DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍ- VEIS FÓSSEIS 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 A 100% PLANO ER EM 2030 B 100% PLANO ER EM 2025 C 100% PLANO ER EM 2020 > 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 CUSTO DE GERAÇÃO SUPERIOR NO PERÍODO 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 Fonte: Roland Berger Strategy Consultants 52

53 Uma maior penetração das renováveis deverá implicar um preço do mercado grossista menor Preço do mercado grossista 1) RESULTADOS DO MODELO MEG CENÁRIO BASE DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS Efeito conjuntural de decoupling dos preços do gás natural face aos preços do petróleo e perfil do custo de CO 2 52 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 / [ e; / MWh] A 100% PLANO ER EM 2030 B 100% PLANO ER EM 2025 C 100% PLANO ER EM 2020 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 101 > 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 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/BBL EM 2030 os PREÇOS DO MERCADO GROSSISTA são /MWh MAIS ELEVADOS 53

54 3 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 A diferença de custo entre os cenários renováveis e um cenário teórico "estagnação da PRE-FER" é inferior a 2% Diferença de custo de geração entre cenários - CENÁRIO A 100% 2030 (-) CENÁRIO ESTAGNAÇÃO 1) CENÁRIO B 100% 2025 (-) CENÁRIO ESTAGNAÇÃO CENÁRIO C 100% 2020 (-) CENÁRIO ESTAGNAÇÃO DIFERENCIAL DE CUSTO ANUAL DE GERAÇÃO (M ) [2011e-2030e] % CUSTO GERAÇÃO 2% 3% -2% -2% 0% % CUSTO GERAÇÃO % CUSTO GERAÇÃO % 5% 1% -2% 1% % 6% 1% -4% 2% DESVIO MÉDIO ANUAL (M ) PREÇOS CONSTANTES 2) (+ 9) ( - 46) ( - 7) ( -12) > Num CENÁRIO 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 CENÁRIO ALTO DE PREÇOS DOS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS Nota : 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 (+ 74) (+ 91) 54