SEMINÁRIO A Gestão de Energia nas PMEs. O impacto das políticas energéticas nas PME. 14 Julho Museu do Oriente - Lisboa

SEMINÁRIO A Gestão de Energia nas PMEs 14 Julho Museu do Oriente - Lisboa O impacto das políticas energéticas nas PME Pedro Neves Ferreira EDP - Diretor de Planeamento Energético

O setor elétrico europeu enfrenta atualmente diversos desafios de índole regulatória, tecnológica e de mercado Preços energia Principais tendências > Preços de combustíveis e CO 2 em baixa > Queda dos preços grossistas Impacto > Pressão sobre rentabilidade do negócio Volumes > Procura estagnada (crise económica e eficiência energética) > Aumento da penetração de renováveis > Sobrecapacidade, resultando em baixos regimes de funcionamento das térmicas Regulação > Aumento de impostos e corte de receitas reguladas, de modo a cumprir deficits e orçamentos fiscais > Capacidade de backup não remunerada > Aumento de risco e incerteza Tecnologia > Fecho antecipado ou necessidade de upgrade da capacidade de carvão e nuclear > Desenvolvimento de tecnologias disruptivas (solar PV, baterias, ) > Novos modelos de negócio > Necessidade de investimento de substituição Fonte: CE, Bloomberg, Reuters 1

Com efeito, o contexto mudou drasticamente desde a liberalização de mercado nos anos 90 Anos 90 Hoje GERAÇÃO > Ativos amortizados > Sistema baseado em térmicas (custos variáveis) > Preços baixos e estáveis de combustíveis > Necessidade de investimento > Crescente peso de renováveis e térmicas em back-up (custos fixos) > Elevada volatilidade e incerteza REDES E CONSUMO > Aumento de consumo > Expansão de redes > Sistema centralizado > Consumo estagnado (forte eficiência) > Substituição e upgrade de redes > Geração distribuída e armazenamento Fonte: EDP 2

Até 2035, estima-se que a UE tenha de investir $2.2 triliões no setor elétrico para renovar a infraestrutura e cumprir com as metas de descarbonização Estimativa de investimentos necessários no setor elétrico europeu no período 2014-2035 Biliões de USD Geração representa 70% 655 2.223 254 254 574 103 117 166 100 Carvão Gás Nuclear Hídrica Eólica Solar PV Outras T&D Total renováveis Fonte: IEA, World Energy Investment Outlook 2014 4

Contudo, no curto prazo, metade das térmicas não são rentáveis, levando a descomissionamentos e pondo em causa a segurança de abastecimento Capacidade instalada na UE e capacidade não rentável (GW) Capacidade disponível após potenciais descomissionamentos (GW) 908 908 Margens de reserva passariam a negativas 125 783 645 302 Ponta de consumo: 490 263-52% 481 125 Total de capacidade instalada Outras tecs Carvão e CCGT Potenciais fechos (FCF<0) Total de capacidade instalada Capacidade FCF<0 (fechos) Capacidade rentável (FCF>=0) Ajuste de disponibilidade Capacidade disponível Fonte: UBS, Pan European Utilities, Abril 2015 5

Os atuais níveis de preço grossista não sinalizam a necessidade de investimento em nenhuma tecnologia Custo de geração de eletricidade para diferentes tecnologias 1 2015 /MWh, 2015 Fixo Variável 156 100 106 106 Preço grossista 85 84 57 66 O preço grossista não remunera os custos totais de nenhuma tecnologia CCGT Carvão Nuclear Hídrica Eólica onshore 1. Assume 5.000h anuais equivalente para CCGT e Carvão. Números referem-se a uma central cujo investimento foi decidido em 2015. Fonte: EDP Solar PV Biomassa Eólica offshore 6

À medida que as renováveis aumentam o seu peso, o preço grossista baixa, tornando-se insuficiente para remunerar qualquer tecnologia Preços grossistas de eletricidade vs. peso das renováveis no consumo elétrico de Portugal /MWh vs. %, dados semanais, Jan 2012 Mai 2016 90 80 70 60 50 R² = 0,70 40 30 20 10 0 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% Fontes: Reuters, REN, OMIE, análise DPE 7

Neste sentido, as renováveis têm beneficiado as empresas porquanto estas deprimem o preço grossista e o seu sobrecusto não incide sobre elas Peso da componente de energia na TVCF 1 de 2015, por nível de tensão Repartição do sobrecusto da PRE renovável, por nível de tensão 71% PME PME 99,0% 59% 47% 34% 0,0% 0,4% 0,6% AT MT BTE BTN AT MT BTE BTN O preço final pago pelas empresas depende fortemente do preço de mercado grossista que é pressionado em baixa pelas renováveis Por outro lado, os sobrecustos das renováveis são imputados sobre os clientes BTN (essencialmente clientes domésticos) 1. Tarifa de Venda a Clientes Finais Fonte: ERSE 8

Adicionalmente, este desenho de mercado não viabiliza a capacidade firme necessária para back-up das renováveis Horas de operação das centrais a gás (CCGT) Horas, 2004-2015 9.000 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 Spreads de gás em Espanha 1 /MWh, 2005-2015 20 15 10 5 0-10 -15-20 Spread = Pool (Custo de gás + transporte + CO 2 ) -52004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 As renováveis substituem a geração térmica convencional, mas não evitam a necessidade de capacidade firme de backup, sendo este um serviço prestado pelas tecnologias térmicas convencionais A atual garantia de potência é insuficiente para assegurar a viabilidade de operação destas centrais Fonte: Reuters, REN, OMEL, EDP 1. Inclui a partir de 2013 cêntimo verde (6,8 /MWh-carvão; 4,7 /MWh-gás) e taxa de 7% da Pool 9

Impõem-se assim importantes reformas a vários níveis para adaptar o desenho de mercado Europeu à nova realidade do setor Medidas a considerar para a concretização de um mercado adequado Mercado spot > Manter o preço spot para otimização de curto prazo e sinal de despacho > Aprofundar a integração dos mercados, permitindo a valorização da flexibilidade e a participação das renováveis ETS > Reforçar o sinal de preço do CO 2 do EU-ETS Back up térmico Renováveis > Reconhecer o valor da potência firme de backup > Harmonizar as regras para a remuneração adequada do backup > Introduzir concorrência ex-ante para a contratação de longo prazo (por exemplo, via leilões de contratos por diferenças, de preferência a nível europeu) para diminuir o prémio de risco Interligações > Reforçar as interligações necessárias para o funcionamento eficiente do mercado interno Fonte: EDP 10

A forte variabilização dos custos fixos na estrutura de preços para o cliente traduz-se em incentivos distorcidos para a redução do consumo da rede Estrutura de custos vs. estrutura de receitas Variável Fixo 20% 80% Estrutura de custos 80% 20% Estrutura tarifária (Receitas) Ilustração da criação de défice pela redução do consumo M Défice V 1 V 0 Breakeven Volume Receitas Custos Recuperar o défice implica aumentar a tarifa, logo: Aumentar custos para consumidores que não investem em recursos distribuídos (consumer divide) Amplificar a distorção, i.e., a rentabilidade dos recursos distribuídos (death spiral) Esta distorção leva a que seja racional para o consumidor investir em geração distribuída, pondo em causa a sustentabilidade do sistema e a justiça social 12

A prazo, a sustentabilidade económica do sistema elétrico deverá ser assegurada mediante alterações regulatórias que corrijam as distorções Aumento da componente fixa da tarifa de retalho Mecanismo estrutural para alinhar os custos do sistema com o sinal de preço ao consumidor final Desenho tarifário conducente a uma maior eletrificação do consumo, promovendo assim a eficiência energética e a descarbonização da economia Efeitos distributivos negativos decorrentes desta reforma devem ser mitigados Compensação dos custos não evitados Enquanto a distorção tarifária persistir, deverão ser utilizados instrumentos complementares que assegurem uma adoção controlada da geração distribuída, sem pôr em causa a sustentabilidade do sistema Os consumidores deverão pagar uma compensação pelos custos não evitados, com uma abordagem segmentada: Serviços e indústria: % de custos não-evitados definidos em leilões, onde se limita administrativamente o volume disponível Domésticos: % de custos não-evitados definida administrativamente Instalações de reduzida dimensão: isentas 13

O aumento da componente fixa da tarifa é uma tendência estrutural, à semelhança do que aconteceu no setor das telecomunicações TELECOM /minuto /mês ELETRI- CIDADE /kwh /mês > A eficiência elétrica advém essencialmente por via tecnológica > A eletrificação promove eficiência ao nível da energia primária, com ganhos muito superiores, é incentivada através de uma maior componente fixa Fonte: EDP 14

Para os clientes industriais, os preços de eletricidade em Portugal têm estado abaixo da média da UE, já o mesmo não acontece com o gás natural 2S07 1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11 1S12 2S12 1S13 2S13 1S14 2S14 1S15 2S07 1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11 1S12 2S12 1S13 2S13 1S14 2S14 1S15 Preços de eletricidade para clientes industriais 1 /MWh Preços de gás natural para clientes industriais 2 /GJ 130 120 110 100 90 80 70 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 UE28 Espanha Portugal UE28 Espanha Portugal Fonte: Eurostat 1. Preços para o escalão Ic (consumo anual entre 500 e 2.000 MWh), excluindo IVA e outros impostos recuperáveis 2. Preços para o escalão I3 (consumo anual entre 10.000 e 100.000 GJ), excluindo IVA e outros impostos recuperáveis 15

Principais mensagens > Os objetivos de política energética europeia implicam a descarbonização massiva do setor elétrico e a capacidade de viabilizar o investimento necessário para tal > Por outro lado, o setor elétrico tem estado muito pressionado nos últimos anos, sendo necessário implementar reformas estruturais a vários níveis para adaptar os instrumentos de política energética ao cumprimento das metas definidas Mercado grossista Descarbonização requer sinal de preço de CO 2 forte e credível, e revisão do desenho de mercado assente em mecanismos concorrenciais para contratação de longo prazo Mercado retalhista Estrutura tarifária adaptada à nova realidade de custos fixos, eliminando distorções e promovendo a eletrificação 16

SEMINÁRIO A Gestão de Energia nas PMEs 14 Julho Museu do Oriente - Lisboa Obrigado Pedro Neves Ferreira pedro.nevesferreira@edp.pt