Comissão Parlamentar de Inquérito ao Pagamento de Rendas Excessivas aos Produtores de Eletricidade
Audição
Miguel Barreto
Director Geral de Energia e Geologia entre Maio de 2004 e Abril de 2008
Outubro 2018
Temas
• Contexto
• O “cocktail explosivo” e o MIBEL, Renováveis e Gás Natural • As renováveis
• O “Monstro Eléctrico”
Directivas 2001/77/CE, 2003/54/CE e RCM 63/2003
RCM 63/2003: Politica energética portuguesa
I) Assegurar a segurança de
abastecimento nacional
• Metas renováveis por fonte até 2010, Diversificação, Reservas Combustíveis, Capacidade instalada adequada
II) Fomentar o desenvolvimento
sustentável
• Quioto e Comércio de Emissões III) Promover a competitividade nacional • Liberalização do mercado, MIBEL,
interligações, extinção dos CAE, elegibilidadde
Directiva 2003/54/CE
• Regras de “unbundling” • Acesso de terceiros
• Abertura dos mercados: 1 de Julho de 2007, todos os clientes
• Regulação
Directiva 2001/77/CE
• Metas renováveis indicativas • Posteriormente com a Directiva
2009/28/CE passaram a haver metas obrigatórias com penalidades para Portugal
"Ownership unbundling" (electr. e gás) "Functional" ou "legal" unbundling "Ownership unbundling" (só electr.) MW 3.000 1.450 900 500 450 1.080 1.510 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 900 1.050 1.390 1.100 2.010 1.870 2004 2006 2008 CAGR= ~20% 2010 Capacidade interligação Port-Esp
Acesso às redes independente Criação do MIBEL
Reforço das interligações Regulação independente
Totalmente independente Dependência de estrutura governamental (funções, supervisão, governance, património...) Mercado MIBEL (Portugal e Espanha) Integração regional prevista dos mercados França, Bélgica e Holanda(1) Mercado Nordpool (Dinamarca, Noruega, Finlândia e Suécia) OMI 2º mercado 2006 2 2ººmercadomercado 2006 2006 1º mercado 1993 1 1ººmercado mercado 1993 1993 Por definir Por definir Por definir
Mercados regionais Mercados nacionais Mercados regionais Mercados nacionais
Liberalização e promoção de concorrência
RCM 63/2003 e posteriores políticas resultaram em avanços importantes ao nível da liberalização e promoção da concorrência
Dependência do petróleo e Sector Eléctrico
Modelo de liberalização e regulamento tarifário desiquilibrado
Preço OMIE 2006 = 0,05
Modelo de liberalização apoiado no Regulamento Tarifário vigente criava uma situação de expiral insustentável. Quantos
mais clientes saiam para o mercado liberalizado maior o encargo fixo dos CAE que
era pago pelos que iam ficando…
7
Evolução da procura – Perspectivas e realidade 0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 80 000 90 000 19 95 19 97 19 99 20 01 20 03 20 05 20 07 20 09 20 11 20 13 20 15 20 17
Consumo real Previsão REN 2003 Previsão REN 2005 Previsão REN 2008 Previsão REN 2011
Consumo real (GWh) e previsões REN
Fonte: Estatísticas DGEG, Planos de investimento REN
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16
Ponta real (MW) Previsão REN 2003 Previsão REN 2005 Previsão REN 2008 Previsão REN 2011
Ponta real (MW) e previsões REN
REN2003 REN2005
REN2008
REN2011
9 Risco de apagão PESEP 2003 (Proposta de Evolução do Sistema Electroprodutor): + 4.100 MW térmicos até 2016-19
Ausência de uma política coerente de eficiência energética
RCM 80/2008: Aprova o Plano
Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE)
• Taxa sobre lâmpadas ineficientes • Fundo Eficiência Energética
• Obrigatoriedade painéis solares nas novas construções • ECO.AP
• ESCOs • …
Directiva 2001/77/CE Espanha Alemanha França Áustria Dinamarca R.U. Itália Grécia Irlanda Portugal Suécia Holanda Bélgica Finlândia Lux. Espanha Alemanha França Áustria Dinamarca R.U. Itália Grécia Irlanda Portugal Suécia Holanda Bélgica Finlândia Lux. 78,1% FER%1997 FER%2010 60,0% 39,0% 31,5% 29,4% 21,2% 18,7% 16,4% 16,1%
Ponto de partida e metas… ...Esforço elevado
Metas (%) Directive 2001/77/CE
Nova geração renovável (% do total de geração em 2010) 29,0% 25,0% 21,0% 20,1% 13,2% 12,5% 10,0% 9,0% 6,0% 5,7% 14,4% 13,0% 12,5% 11,9% 11,0% 9,2% 8,6% 8,2% 6,2% 5,2% 4,0% IPH=1,22 11
Dificuldade em cumprir Quioto sem medidas adicionais 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Cenário de Referência (PNAC06) Objectivo Quioto Cenário com Medidas
Adicionais (PNAC06)
Evolução das emissões de gases de efeito estufa
Cenário Business as Usual 77,2 80,9 84,6 95,2 Mton CO2eq Fonte: PNAC06 12
Perspectiva do preço de CO2 em 2004/06: €20/tonelada 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 set/18 Evolução do Preço CO2
€/tonelada
“Market Stability Reserve” entra em vigor em Janeiro
Evolução do preço do petróleo 0 20 40 60 80 100 120
Fonte: Estatísticas DGEG (Valor médio anual); Slide do “Programa de Actuação para Reduzir a dependência de Portugal face ao Petróleo” USD/Barril
Evolução do preço do Barril de Petróleo (Brent) RCM 171/2004: Aprova o
Programa de Actuação para Reduzir a dependência de Portugal face ao Petróleo
+€25.000M de redução na factura energética até 2030
Aumento da produção doméstica permitiu reduzir as importações liquidas de combustíveis
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 19 95 19 97 19 99 20 01 20 03 20 05 20 07 20 09 20 11 20 13 20 15
% de produção doméstica no consumo de energia primária
Fonte: Estatísticas DGEG
6487 4352 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 2005 2015 Brent €/Barril 43,9 47,2 -2.135M/ano €M Factura energética 15
10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 set /18
OMIE-ES Custo Marginal (Max. Carvão ou GN)
Forte aumento dos preços de electricidade entre 2003 e 2005
€/MWh
Margem ~€10/MWh para cobrir custos fixos / Efeito do Fuel
no preço marginal
Evolução dos preços do OMIE vs. o Custo Marginal de Produção mais elevado entre carvão e GN (c/ CO2 = mercado)
Temas
• Contexto
• O “cocktail explosivo” e o MIBEL, Renováveis e Gás Natural • As renováveis
• O “Monstro Eléctrico”
O “Cocktail explosivo” de 2003 Capacidade instalada em 2003 4277 1406 1776 1618 1720 850 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 C arv ão GN Fue l P R E Hidr ic a In te rligaç ões Ponta= 8046 18
O “Cocktail explosivo” de 2003 e os progressos alcançados
Evolução da capacidade instalada entre 2003 e 2017
4277 7193 1406 7009 1776 1756 1618 3829 1720 0 850 3800 0 5000 10000 15000 20000 25000 2003 2017
Hidrica PRE Carvão GN Fuel Interligações
• Capacidade de interligação permitiu importar mais de 50 TWh em 10 anos (equivalente a 1 ano de consumo) • Sem MIBEL não teríamos controlo das
regras de fixação do preço de importação • DGEG licenciou entre 2004 e 2008 3.200
MW de ciclos a gás natural em mercado (apenas 25% para a EDP), dos quais só se concretizaram 1.700 MW
• O Plano de Barragens lançado em 2007 permitiu apostar no reforço da potência hídrica com contrapartidas avultadas para o Estado
• Forte aumento da potência instalada renovável, em particular da eólica
Ponta= 8046 Ponta= 8771 2.698MW reversíveis 19
“Cocktail Explosivo” - Dependência da interligação e Blackouts 46860 23870 2740 24 19584 1784 16 0 0 10000 20000 30000 40000 50000 Crescimento Procura = 3,9%, Sem Renováveis nem novas CCGT
Sem Renováveis nem novas CCGT
Sem novas CCGT (mas com Renováveis)
Com novas CCGT e Renováveis Dependência da interligação e Blackouts
Dependência da interligação para responder ao consumo Blackout
# horas (2008-18)
Evolução do preço da electricidade vs. Gás Natural e Carvão 20,0 40,0 60,0 80,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 se t/18
Carvão O&M Var CO2 Imposto 7% 20,0 40,0 60,0 80,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 se t/18
Gás Natural O&M Var CO2 Imposto 7%
Custo variável Gás Natural
€/MWh
€/MWh Custo variável Carvão
Preço OMIE vs. Custo Carvão e Gás Natural
Fonte: Preço gás = UK EREN NBP Index (BP Statistical review) e 56% eficiência, Preço carvão = Preço Carvão Sul Africano (World Bank Commodity database) + €8/mt de transporte e 33% eficiência, Preço CO2 = Preço dos EUA (Sendeco)
€/MWh 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 OMIE-ES Custo GN Custo Carvão Brent
USD/Barril Anos de baixa
hidraulicidade
Anos em que as Centrais a gás operaram menos de
1000 horas
Custos fixos e variáveis de Gas Natural e Carvão: as rendas negativas…
Pressupostos: O&M Fixo = 4,4% investimento no caso do Gás Natural e 3,7% no caso do carvão. Investimento de 0,5M/MW no caso do gás natural e 2M/MW no caso do carvão. Remuneração baseada em WACC 6% e 20 anos
2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18
Horas Utilização GN Preço OMIE-ES Custo variável GN Custo total GN
€/MWh # Horas
Custo total e variável Gás Natural vs. OMIE 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18
Horas Utilização Carvão Preço OMIE-ES Custo Variável Carvão Custo Total Carvão
€/MWh # Horas
Custo total e variável Carvão vs. OMIE
• Devido ao mercado, às renováveis e novas CCGT o consumidor
evitou pagar 1.450M € nos últimos 10 anos (em 2.900 MW)
Ano de elevada hidraulicidade
E se não tivesse havido MIBEL? – Mecanismos de gestão de interligações (1) 0 10 20 30 40 50 60 0 50 0 10 00 15 00 País A 0 10 20 30 40 50 60 0 50 0 10 00 15 00 País B EUROPEAN COMMISSION
DIRECTORATE-GENERAL FOR ENERGY AND TRANSPORTS Internal discussion note CHARACTERISTICS OF CONGESTION MANAGEMENT METHODS Procura A Preço = 40 Procura B Preço = 50 150 MW A1:400 A2:400 A3:500 B1:700 B2:200 B3:200 0 10 20 30 40 50 60 0 500 1000 1500 País B - Leilão explicito
Procura B Preço = 49 Leilões expli-citos • Operador do país B vai ao mercado • Central A3 oferece ligeiramente abaixo do custo marginal do país B B1:700 B2:200 B3:200 A3:150 23
E se não tivesse havido MIBEL? – Mecanismos de gestão de interligações (2) 0 10 20 30 40 50 60 0 50 0 10 00 15 00 País A 0 10 20 30 40 50 60 0 50 0 10 00 15 00 País B EUROPEAN COMMISSION
DIRECTORATE-GENERAL FOR ENERGY AND TRANSPORTS Internal discussion note CHARACTERISTICS OF CONGESTION MANAGEMENT METHODS Procura A Preço = 40 Procura B Preço = 50 150 MW A1:400 A2:400 A3:500 B1:700 B2:200 B3:200 Market splitting -Passo 1 0 10 20 30 40 50 60 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 País A+B (Sem restrições)
Procura A+B Preço = 40 País A exporta 300 MW A1:400 A2:400 B1:700 A3:500 B2:200 B3:200 Market splitting -Passo 2 0 10 20 30 40 50 60 0 50 0 10 00 15 00 País A Procura=1150 Preço = 40 A1:400 A2:400 A3:500 0 10 20 30 40 50 60 0 50 0 10 00 15 00 País B B1:700 B2:200 B3:200 A3:150 Procura=1000 Preço = 4524
€20.000M de Custos Evitados pelos consumidores portugueses Dos quais €12.003M não beneficiariam da protecção dos CMEC/CAE
12003 5768 836 100 0 8227 5493 797 95 0 0 10000 20000 30000 Crescimento Procura=3,9%, Sem Renováveis nem novas CCGT, Sem MIBEL Sem Renováveis nem novas CCGT. Sem MIBEL Sem novas CCGT (mas com Renováveis). Sem MIBEL Com novas CCGT e Renováveis. Sem MIBEL Com novas CCGT e Renováveis. Com MIBEL Milhões de Euros de Custos Evitados (2008 a 2018)
€M
Preço médio 2008-18
79,3 €/MWh 67,9 €/MWh 49,1 €/MWh 46,6 €/MWh 46,3 €/MWh
Fonte: Análise com base nos dados da REN horários de 1/7/2008 a 1/7/2018. No caso “Sem MIBEL” consideraram-se leilões explícitos com o preço de importação com desconto de 10% face ao diferencial entre o preço máximo anual em Portugal e o preço do OMIE.
20.230
11.261
1.633 195 0
Centrais com CMEC ou CAE Centrais sem CMEC/CAE
7193 6779 414 6779 414 7009 7009 4050 4059 1756 1180 576 1756 3829 2839 990 3829 3800 3800 3800 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 2017 Mercado (2018) Protegida (2018) Mercado (2023) Protegida (2023)
Hidrica PRE Carvão GN Fuel Interligações 62% da potência disponível já está em mercado em 2018
Potência instalada em Mercado e Protegida (2018 e 2023*)
* Apenas considerando a passagem da eólica para regime de mercado e não considerando os efeitos do DL35/2013. Considera 1.000 MW de Solar em Mercado já instalados.
23.587 MW 62% 38% 82%* 18%* 26
2018 a 2020: Transição para um novo paradigma…
A partir do final de 2017, com o fim da revisibilidade dos CMEC todas as Centrais CMEC passam para regime de mercado
Redução progressiva dos custos associados às Renováveis
Temas
• Contexto
• O “cocktail explosivo” e o MIBEL, Renováveis e Gás Natural • As renováveis
• O “Monstro Eléctrico”
RCM 63/2003: o caminho para 39% RCM 169/2005: Nova meta de 45% Metas de Renováveis
Potência atribuída após 2004 mediante concursos 1,2 2,2 1,9 5,3 0 1 2 3 4 5 6
Anterior 2001 DL 312/2001 DL 33-A/2005 Total Potência eólica atribuida
GW
Cluster eólico
• 4000 empregos • €400M exportações
Fórmula de cálculo da tarifa para energias renováveis Decreto-Lei nº 339-C/2001 de 29 de Dezembro 31
(
)
LEV
1
1
IPC
IPC
Z
PA
PV
PF
KMHO
mensal
Tarifa
ref 1 m m m m m
+
+
−
=
−* Na realidade cresce com a utilização da central
Fonte: DL 168/99 de 18 de Maio; DL 339-C/2001 de 29 de Dezembro
Tarifa é aplicável durante toda a vida
do parque, sem limitações •Coeficiente modulador da produção em horas cheias/vazias •N.A. •Facultativo (promotor escolhe se quer modulação ou remuneração igual qualquer que seja o período horário) •Diferencia hídrica das restantes tecnologias •Parcela fixa •Custo de investimento em novos meios de produção com tecnologias tradicionais •Parcela é variável (cresce quadraticamente com a energia produzida) •Igual para todas
as tecnologias •Parcela variável •Custos de O&M necessários à exploração de novos meios de produção com tecnologias tradicionais •Proporcional à energia produzida •Igual para todas
as tecnologias •Parcela ambiental •Custos das emissões de CO2por novos meios de produção com tecnologias tradicionais •Proporcional à energia produzida •Valorização do CO2:75€/ton •Factor de emissão de 370g/kWh •Igual para todas
as tecnologias •Factor“Z” - Inovação face ao DL 168/99 •— •Diferente por tecnologia •Permite ajustar a
tarifa para tornar cada tecnologia viável •Factor de ajuste pela inflacção •N.A. •Referência é Dez. 1998 •IPC considerado refere-se a Portugal Continental, sem habitação •Factor de perdas na rede •Custos das perdas evitadas pela produção distribuída •Impacto de 2-4% •Discrimina entre centrais com capacidade maior ou menor que 5 MW Designação Custo evitado Observações 31
Decreto Lei 33-A/2005
• Tarifa inicial fixada com base em pressupostos técnicos e de
rentabilidade, mas com
possibilidade de redução através de concursos • €74 – 2,5% Municipios = 72,2€ • Viabilização do lançamento de concursos (Artigo 8º) • Fase 1 e 2: 68,3€ • Fase 3: 59,5€
• Limitações temporais (Tempo ou energia)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 set /18
Preço CO2 Custo Marginal Carvão ou GN c/ CO2=20 OMIE-ES Custo Marginal (Max. Carvão ou GN) Impacto do preço do CO2 nos custos marginais do sector eléctrico
€/MWh ou €/ton CO2 eq.
Margem ~€10/MWh para cobrir custos fixos / Efeito do Fuel
no preço marginal
Evolução dos preços do OMIE vs. o Custo Marginal de Produção mais elevado entre carvão e GN (c/ CO2 = mercado ou €30 )
33
34 14 510 0 100 200 300 400 500 600 Sobr ec us to Eóli cas at ri bui da s ap ós 3 3 -A/2 0 0 5 a €3 0 /t on R ec eit as leil ões a € 3 0 €M
Sobrecusto eólicas e Receitas Fundo Ambiente (Leilões CO2) – 2014 a 2018
Ganho de €500M em 5 anos
A €30/tonelada de CO2 a potência eólica atribuída após 2004 teria representado um ganho de €500M em 5 anos para os consumidores
O modelo renovável português foi mais eficiente que a maioria dos países europeus com poupanças até €10.500M
55 0 100 200 300 400 500 600 Ale man h a It ália B élgica Gré ci a Lu xe mb u rgo Rép u b lic a C h eca M alt a Rein o Un id o D in amar ca B u lgá ria Eslo vén ia Au str ia H ola n d a Fra n ca Esp an h a Eslo váq u ia Rom én ia C h ip re Po rt u gal H u n gria Lit u an ia Su écia C ro ác ia Est ónia Po lónia Fila n cia Irlan d a Lat via Watts/
habitante Potência solar instalada em 2017 por habitante na Europa a 28
Média a 28=132
Poupança total da política energética portuguesa (€M)*
* Considerando um sobre-custo de €100/MWh por cada MW adicional atribuído durante 21 GWh
1365 1617 5943 10500 Espanha Média Europa Itália Alemanha 35
Temas
• Contexto
• O “cocktail explosivo” e o MIBEL, Renováveis e Gás Natural • As renováveis
• O “Monstro Eléctrico”
Cocktail explosivo? Monstro eléctrico? 0,14 0,15 0,16 0,16 0,17 0,17 0,18 0,19 0,19 0,18 0,01 0,01 0,01 0,01 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Custo Energia IVA
Evolução da tarifa doméstica (Classe DC – Eurostat)
1,40 % 3,14 % 0,00%2,00%4,00% Taxa Aumento Real (Sem IVA) Taxa Aumento Real (Com IVA) Fonte: Eurostat 37
Principais CIEG em % da tarifa final do consumidor em BTN em 2018
38
Os leilões de CO2 no “novo normal” (20 a 30 euros a tonelada) irão gerar transferências do Sector Eléctrico para o Fundo Ambiental de até €100M/ano
70 207 311 44 133 199 0 100 200 300 400 500 600
Preço CO2=4,95 Preço CO2 = 20 Preço CO2 = 30
114
340
510 €M
Resultados do leilão de CO2 em 2018 (vários cenários de preço)
• Redução aos CIEG Renováveis • Fundo Ambiente • 50% do Sector Eléctrico (2018) 39
A fiscalidade com impacto directo no OE representa 35% da factura eléctrica do consumidor doméstico
23,0% 6,4% 4,3% 1,2% 0,5% 35,4% 17,30% 38% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% IVA Rendas Concessão BT CO2 Municipios -Eólicas
IEC Total PRE e CMEC
Impostos com impacto directo no Orçamento de Estado (Cliente doméstico) % da tarifa
BT (< 20 kVA)
Média zona Euro
= 18%
Nota: Taxa CO2 calculada aplicando um preço em 2018 de €30/ton às 17 M de toneladas disponíveis para leilão. % alocada ao sector eléctrico segundo estimativa APA (DL 38/2013). Impacto das contrapartidas do fundo ambiente na tarifa BTN de forma proporcional
A aposta nas renováveis permitiria já em 2019 uma descida de até 9% nas tarifas
Protegendo os consumidores domésticos dos aumentos “brutais” esperados no mercado
-10% -8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 0%
Variação na tarifa final BTN <20,7KVA por aumento do preço do CO2 +5,2% -8,6% -5,6% +3% Variação anual
Preço CO2 = 4,95 Preço CO2 = 20 Preço CO2 = 30
Impacto OMIE Impacto F.Ambiente Impacto Liquido Impacto OMIE Impacto F.Ambiente Impacto Liquido -14% -8,8%
Nota: Impacto no preço do OMIE com base num factor de emissão de 0,5 toneladas/MWh. Valorização dos leilões de CO2 com base na estimativa de 2017 da APA. Impacto das contrapartidas do fundo ambiente na tarifa BTN de forma proporcional ao impacto dos CIEG nas tarifas de 2018: 18M de sobrecusto para 1% da tarifa BTN
O esforço feito permite aos consumidores ambicionar uma redução de até 32% na tarifa doméstica nos próximos
0,185 0,163 0,147 0,135 0,094 0,01 0,01 0,01 0,01 0,00 0,01 0,02 0,02 0,03 0,04 0,04 0,04 0,03 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25
Zona Euro Portugal CO2=4,95
Portugal CO2=20 Portugal CO2=30 Portugal CO2=30 e 1/3 CIEG Sector Energético O.Impostos CO2 IVA
0,218 0,223
Fonte: Eurostat, 2º Semestre 2017, Consumidor doméstico. +2% -9% 0,211 0,153 -32%* 0,203
Tarifas domésticas para diferentes preços CO2, fiscalidade e phase-out CIEG
-6% €/kWh
