o sector eléctrico em portugal continental

O SECTOR ELÉCTRICO EM PORTUGAL CONTINENTAL
CONTRIBUTO PARA DISCUSSÃO
31 de Março de 2011
O presente documento resume as principais conclusões do Estudo “O Sector Eléctrico em
Portugal Continental” elaborado em Março de 2011 pelo Banco BPI e disponível para consulta em
versão integral no site do Banco BPI (www.bancobpi.pt).
2
ÍNDICE
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
3
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
Reduzida autonomia energética
Luxemburgo
2%
Chipre
3%
Irlanda
Elevada intensidade energética
10%
Itália
15%
Portugal
18%
Espanha
21%
Bélgica
23%
Grécia
31%
Zona Euro
36%
Alemanha
39%
UE (27 países)
47%
França
49%
Reino Unido
75%
Dinamarca
134%
Noruega 0%
0%
20%
40%
60%
140%
160%
#
País
Indicador
#
País
1
Dinamarca
103,13
15
Bélgica
Indicador
199,82
2
Irlanda
106,52
16
Chipre
213,39
3
Reino Unido
113,66
17
Finlândia
217,79
4
Áustria
138,06
18
Eslovénia
257,54
5
Itália
142,59
19
Letónia
308,74
6
Alemanha
151,12
20
Polónia
383,54
7
Suécia
152,08
21
Hungria
401,35
8
Luxemburgo
154,61
22
Lituânia
417,54
9
França
166,74
23
Eslováquia
519,68
10
Grécia
169,95
24
R. Checa
11
Holanda
171,58
25
Estónia
570,51
12
Espanha
176,44
26
Roménia
614,57
13
Portugal
181,53
27
Bulgária
944,16
14
Malta
194,88
525,3
180%735%
200%
80%
100%
120%
100% 40%200%60% 300%
20%
80%
400%
100%
500% 140%
600%
600% 700%
700%
120%
160%
180%
800%
200%
800%
Portugal ocupa a 22.ª posição em termos de autonomia
energética (peso da produção doméstica no consumo
de energia primária) com um rácio de 17,8%
correspondente a 38% da média Europeia.
Fonte: Eurostat (2008)
4
Portugal ocupa a 13.ª posição em termos de
intensidade energética (consumo de energia
primária por unidade de PIB) com um indicador
de 181,5 face a 167,1 em termos médios para a
Europa dos 27 (+8,6%).
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
Forte dependência das importações de energia primária
Repartição do Consumo de energia primária em Portugal
Biodiesel
Outros
5%
Renováveis
1%
30,000
25,000
Produção doméstica (média 00-09): 16%
20%
1.000 tep
20,000
Hídrica
16%
Licores
Sulfíticos
17%
Eólica
13%
Resíduos
Sólidos
Urbanos
4%
Resíduos
Industriais
1%
15,000
Importações Líquidas (média 00-09): 84%
10,000
80%
5,000
0
2000
Solar
Térmico
1%
Lenhas e
Resíduos
Vegetais
42%
Produção Doméstica (2009) = 4.873 mil tep
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009P
Electricidade
2%
Consumo de energia primária (2009) = 24.139 mil tep
Gás natural
22%
As importações líquidas representaram cerca de 84% do
consumo de energia primária, em média, entre 2000 e 2009,
com uma preponderância do petróleo (60% das importações
líquidas em 2009).
A produção doméstica de energia primária concentra-se nas
fontes de energia renováveis, com as lenhas e resíduos
vegetais a representarem 42% do total em 2009.
Fonte: DGEG
5
Carvão
16%
Petróleo
60%
Importações Líquidas (2009) = 19.410 mil tep
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
Importância do petróleo e do sector dos transportes no consumo de
energia
Consumo de Energia
Final em 2009 (1.000 Transportes Indústria
tep)
Doméstico
Serviços
Agricultura
e pesca
Total
peso % no
consumo total
de energia final
0
22
0
0
0
22
0,1%
6.703
1.508
531
481
332
9.555
52,8%
Gás Natural
12
933
265
204
6
1.420
7,8%
Electricidade
51
1.322
1.220
1.445
85
4.123
22,8%
Calor
0
1.107
0
15
1
1.123
6,2%
Resíduos Industriais
0
39
0
0
0
39
0,2%
Outras Renováveis
4
619
1.185
8
0
1.816
10,0%
6.771
5.550
3.201
2.152
424
18.098
100,0%
37,4%
30,7%
17,7%
11,9%
2,3%
100,0%
Carvão
Petróleo
Total
peso % no consumo
total de energia final
Fonte: DGEG
O petróleo é a principal forma de consumo de energia final em Portugal (53% do total)
representando o sector dos transportes 70% deste consumo em 2009.
A electricidade é a segunda forma mais importante de consumo de energia final (23% do
total) com a seguinte repartição por principais sectores consumidores: serviços com 35%,
indústria com 32% e pelo sector doméstico com 30% do total.
6
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
Défice da balança energética
Financiamento externo
11.000
40%
10.000
32,5%
33,8%
35,1%
35%
32,7%
(Milhões de euros)
9.000
8.073 28,3%
8.000
7.000
26,3%
22,9%
22,8%
24,0%
5.923
6.215
3.792
3.766
(saldos em % do PIB)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010E
1. Balança Corrente e
de Capital
-8,9
-9,0
-6,6
-4,2
-6,1
-8,3
-9,2
-8,9 -11,1 -9,4
-8,9
1.1 Balança Corrente
-10,2 -9,9
-8,1
-6,1
-7,6
-9,5 -10,0 -10,1 -12,6 -10,3 -9,7
1.1.1 Bens
-12,9 -12,0 -10,4 -9,1 -10,3 -11,0 -10,8 -11,4 -13,4 -10,4 -10,6
25%
6.271
4.960 20%
5.000
4.000
30%
25,6%
6.000
Necessidades de Financiamento Externo da Economia: Balança Corrente e de
Capital
4.176
3.551
15%
3.537
3.000
dos quais Energia
-3,1
-2,9
-2,6
-2,6
-2,9
-4,0
-4,0
-3,7
-4,7
-2,9
-3,4
10%
1.1.2 Serviços
1,8
2,2
2,5
2,6
2,8
2,6
3,2
3,9
3,8
3,6
4,0
5%
1.1.3 Rendimentos
-2,1
-3,0
-2,3
-1,7
-2,1
-2,6
-4,1
-4,2
-4,5
-4,7
-4,4
0%
1.1.4 Transferências
Correntes
3,0
2,9
2,2
2,1
2,0
1,5
1,6
1,5
1,4
1,3
1,4
1.2 Balança de Capital
1,4
0,9
1,5
1,9
1,5
1,2
0,8
1,2
1,5
0,8
0,7
2.000
1.000
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Exportações
Importações
Défice da Balança Energética
Peso da balança energética na balança de bens
Fonte: Banco de Portugal e MEID
Fonte: DGEG
O défice da balança energética foi, em média, no período 2000-2009, de 5,0 mil milhões de euros, acompanhando
a evolução do preço dos combustíveis fósseis nos mercados internacionais, com valores de 8,1 mil milhões de
euros em 2008 e de 5,0 mil milhões de euros em 2009.
As necessidades de financiamento externo da economia portuguesa são fortemente influenciadas pela Balança de
bens energéticos cujo saldo atingiu na última década um máximo de 4,7% do PIB em 2008.
7
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
Regimes de subsidiação da produção/potência instalada
120
110
101,3
100
101,0
90
97,3
euros/MWh
2008
77,7
80
70
97,1
96,2
75,8
2009
Custo médio anual CAE
Custo médio anual PRE
72,2
72,0
Custo médio anual CMEC
60
53,4
50
Preço médio anual MIBEL - Portugal
40,2
40
39,3
30
2008
2009
2010
O preço da electricidade no MIBEL não reflecte o custo de produção de electricidade, uma vez que:
– Os produtores em regime ordinário (PRO) auferem preços superiores, dado beneficiarem, na sua
maioria, dos regimes de Contratos de Aquisição de Energia (CAE), de Custos de Manutenção do Equilíbrio
Contratual (CMEC) e de garantia de potência.
– Os produtores em regime especial (PRE), por seu lado, gozam de prioridade de escoamento da
produção e de tarifas reguladas, apenas entrando na formação do preço de mercado de forma indirecta.
Na realidade, a produção PRE, que representou 29% do consumo em 2009, é adquirida directamente
pela EDP Serviço Universal, o que contribuirá para reduzir o preço de mercado.
8
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
Défice tarifário
Evolução do preço do petróleo
2008
2.200
160
2.000
140
120
1.600
1.400
100
1.200
80
2.019
1.000
1.892
800
1.759
60
600
40
820
400
20
621
200
325
0
0
2006
2007
2008
2009
2010
Jan-00
Jul-00
Jan-01
Jul-01
Jan-02
Jul-02
Jan-03
Jul-03
Jan-04
Jul-04
Jan-05
Jul-05
Jan-06
Jul-06
Jan-07
Jul-07
Jan-08
Jul-08
Jan-09
Jul-09
Jan-10
Jul-10
Jan-11
Mihões de euros
1.800
2011
O défice tarifário do sector eléctrico era de 1.759 milhões de euros em Dezembro de 2010 tendo sido gerado,
em grande parte, no ano de 2008, em resultado da subida não antecipada do preço dos combustíveis nos
mercados internacionais e da “fuga” de consumidores do mercado liberalizado para o mercado regulado. O
défice tarifário gerado em 2008, acrescido dos respectivos encargos financeiros, é repercutido nas tarifas
eléctricas pagas pelos consumidores num prazo de 15 anos, com efeitos a partir de 2010.
9
ÍNDICE
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
10
2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO
Modelo de organização do sector (2010 VS. 2030)
ORGANIZAÇÃO DO SECTOR ELÉCTRICO EM 2030
ORGANIZAÇÃO DO SECTOR ELÉCTRICO EM 2010
Produção em
regime ordinário
Produção em regime
ordinário
(Pagamento pela Produção
– Hídricas e Pagamento
pela Disponibilidade Térmicas)
(CAE, CMEC, Garantia de
Potência)
Operador da Rede de Transporte
Produção em
regime
especial
Produção em
regime
especial
(Feed-in Tariff –
novos e Mercado
– antigos)
(Feed-in Tariff)
Operador da Rede de Distribuição
Operador da Rede de Transporte
Operador da Rede de Distribuição
Comercializador de Último
Recurso (CUR)
Comercializadores
em regime de
mercado
Comercializador
de Último
Recurso (CUR)
Comercializadores em regime de
mercado
Consumidores do mercado
regulado
Consumidores do
mercado
liberalizado
Consumidores
beneficiários da
tarifa social
Consumidores do mercado
liberalizado
Nota: A dimensão das caixas espelha a importância relativa de cada actividade
Circuito da produção de electricidade em regime ordinário
Circuito da produção de electricidade em regime especial
Baseado em esquema ERSE
11
2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO
Modelo de organização do sector (2010 VS. 2030)
O PNAER prevê um forte investimento até 2020 em produção de electricidade com
base em fontes de energia renovável, conduzindo a:
–
–
Quanto à produção em regime especial:
–
–
A potência actualmente instalada, mais concretamente a eólica, deixará em grande parte de beneficiar da
feed-in tariff, entre 2020 e 2025, passando a vender a energia produzida no mercado;
É expectável que os novos investimentos continuem a beneficiar de um mecanismo de tarifas fixas.
Relativamente à produção em regime ordinário:
–
–
–
Maior peso da produção em regime especial no consumo de electricidade;
Capacidades térmicas subutilizadas na medida em que passam a existir essencialmente para segurança
de abastecimento, dada a intermitência das fontes de energia renováveis.
Os CAE em vigor terminam em 2021 (Tejo Energia) e em 2024 (Turbogás);
As centrais termo e hidroeléctricas actualmente com CMEC deixam de beneficiar deste regime até 2027;
Caso o plano de investimentos constante do PNAER seja implementado é expectável que a potência
termoeléctrica instalada venha a ser remunerada em grande parte pela disponibilidade e que as grandes
hídricas, que se incluem nas fontes de energia renováveis, sejam pagas pela produção.
Por último, no que respeita à comercialização, a tendência é no sentido do aumento dos
consumidores em mercado liberalizado, passando o mercado regulado apenas a ser aplicável
aos consumidores economicamente mais vulneráveis, beneficiários de uma tarifa social.
12
ÍNDICE
1. ASPECTOS CHAVE DO SECTOR
2. PRINCIPAIS TENDÊNCIAS DE EVOLUÇÃO
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
13
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Metodologia e objectivos da análise desenvolvida
Desenvolveram-se três cenários de realização futura de investimentos no sector eléctrico:
–
Cenário PNAER: pressupõe a realização dos investimentos previstos no Plano Nacional de Acção para as
Energias Renováveis;
–
Cenário Intermédio: pressupõe que apenas são realizados os investimentos relativos a projectos já
adjudicados, ainda que não estejam em fase de desenvolvimento;
–
Cenário de Investimento Mínimo: pressupõe que apenas são realizados os investimentos mínimos
necessários para fazer face à evolução estimada do consumo de ponta de electricidade.
–
Nota: Em todos os cenários desenvolvidos assume-se o descomissionamento da central termoeléctrica do
Carregado (710 MW), da central termoeléctrica de Tunes (165 MW), da central termoeléctrica de Setúbal
(946 MW) e de parte da central termoeléctrica de Sines (380 MW).
Seguidamente:
–
Procedeu-se a uma análise comparativa do custo global e unitário de produção de electricidade
até 2020 nos três cenários;
–
Apurou-se o ponto de indiferença do preço do petróleo que iguala, em termos dos custos de
produção de electricidade, o Cenário PNAER e o Cenário Intermédio ao Cenário de Investimento Mínimo.
14
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Investimento nos 3 cenários considerados
Investimento Previsto nos Cenários alternativos analisados (até 2020)
Cenário PNAER
(a preços de 2010)
Reforços de potência hídrica
(EDP)
2 novos aproveitamentos
hidroeléctricos (EDP)
Cenário Intermédio
Cenário de Investimento
Mínimo
Potência
(MW)
Investimento
(milhões
euros)
Potência
(MW)
Investimento
(milhões
euros)
Potência
(MW)
Investimento
(milhões
euros)
1.951
1.236
1.951
1.236
1.951
1.236
248
372
248
372
248
372
Plano Nacional de Barragens
de Elevado Potencial
Hidroeléctrico (PNBEPH)
2.204
3.306
2.204
3.306
2.204
3.306
Novas Centrais de Ciclo
Combinado a Gás Natural
1.660
1.079
1.660
1.079
830
540
Aumento de potência eólica
2.619
3.405
2.400
3.120
0
0
Aumento de potência minihídrica
340
408
82
98
0
0
Aumento de potência solar
1.344
4.704
160
558
0
0
Aumento de potência energia
das ondas
245
980
0
0
0
0
Aumento de potência
biomassa e geotermia
355
888
250
625
0
0
10.966
16.378
8.955
10.395
5.233
5.454
Total
Investimentos mínimos necessários para
satisfação do consumo estimado em ponta
até 2020:
PNBEPH com 2.204 MW;
Reforços de potência hídrica com 1.951
MW;
Novos aproveitamentos hidroeléctricos
de Ribeiradio (77 MW) e Baixo-Sabor
(171 MW);
1 central termoeléctrica em Sines com
830 MW (não seria necessária a
central termoeléctrica de Lavos com 830
MW).
O valor do investimento previsto realizar até 2020, a preços de 2010, ascende a cerca de 16.378 milhões de
euros no Cenário PNAER (10.966 MW), obtendo-se nos dois cenários alternativos uma redução substancial do
montante do investimento e garantindo-se, ainda assim, a potência instalada necessária para a resposta ao
consumo de ponta:
– No Cenário Intermédio obtém-se uma redução de 37% no montante de investimento, ou seja, -5.983 milhões de euros;
– No Cenário de Investimento Mínimo atinge-se uma redução de 67% no montante de investimento, ou seja, -10.924 milhões de
euros.
15
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Custos normalizados, capacidade de produção e hierarquia de utilização
das tecnologias
Factor de
Utilização(1)
Custos
normalizados de
produção (euros
por MWh, a preços
2011)(2)
Disponibilidade
(euros por MW, a
preços 2011)
Eólica
26,2%
71
-
Mini hídrica
23,8%
73
-
Fotovoltaica
19,6%
243
-
Ondas
30,0%
-
-
Biomassa (sem
cogeração)
81,0%
117
-
Outras térmicas PRE
85,0%
100
-
22,5% a 16,3%
63 a 81
-
Gás natural com CO2
85,5%
79
86.812
Carvão com CO2
85,5%
70
189.050
Tecnologia
Grande Hídrica
(PRO)(3)
Nota 1: Factor de utilização = factor de disponibilidade x factor de produção
Nota 2: Os custos normalizados foram calculados pelo BPI com base em estimativas de custos de
investimento, de operação e manutenção, de matérias-primas e de emissões de CO2 (quando
aplicável), de factores de utilização e de rentabilidade objectivo dos investidores em projectos-tipo
de cada tecnologia, e representam o preço de venda da electricidade em 2011 considerando a
respectiva evolução à taxa de inflação ao longo de toda a vida útil dos equipamentos.
Nota 3: Relativamente à Grande Hídrica, consideraram-se os factores de utilização constantes do
PNAER (a evoluir de um máximo de 22,5% em 2011, para um mínimo de 16,3% em 2020) e custos
de investimento em nova potência de 1.500 mil euros por MW e de 634 mil euros por MW
relativamente aos reforços de potência.
16
HIERARQUIA DE UTILIZAÇÃO DAS TECNOLOGIAS
DE PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE PARA
SATISFAÇÃO DO CONSUMO NACIONAL
1.º
Utilização de toda a produção em
regime especial, dado ter escoamento
garantido na rede.
2.º
Utilização da produção hidráulica em
regime ordinário, dado ser uma
tecnologia com custos variáveis de
produção mais reduzidos do que a
térmica
3.º
Utilização da produção térmica em
regime ordinário, com prioridade do
carvão sobre o gás natural, dados os
custos variáveis de produção mais
baixos do carvão
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Evolução dos custos anuais globais de produção de electricidade (a
preços de 2011)
(valores em milhões de euros, a
preços de 2011)
2011E
2012E
2013E
2014E
2015E
2016E
2017E
2018E
2019E
2020E
Cenário PNAER
Custos da Produção
4.131
4.184
4.305
4.384
4.691
4.833
4.985
5.226
5.298
275
325
339
345
361
405
404
400
420
427
4.406
4.509
4.644
4.729
5.052
5.238
5.388
5.626
5.718
5.786
(A)/(C)
101%
102%
103%
105%
106%
108%
108%
109%
110%
111%
Custo unitário (euros por MWh)
84,0
85,4
87,1
88,3
90,1
91,7
92,7
92,8
93,8
94,4
4.131
4.180
4.281
4.327
4.600
4.705
4.819
5.021
5.053
5.078
275
325
337
338
350
389
382
372
384
381
Custos de Disponibilidade
Total de Custos (A)
5.358
Cenário Intermédio
Custos da Produção
Custos de Disponibilidade
Total de Custos (B)
(B)/(C)
Custo unitário (euros por MWh)
4.406
4.505
4.618
4.665
4.950
5.094
5.201
5.393
5.437
5.459
101%
102%
103%
103%
104%
105%
105%
104%
104%
104%
84,0
85,3
86,7
87,1
88,3
89,2
89,5
88,9
89,2
89,1
4.113
4.130
4.209
4.243
4.517
4.627
4.740
4.946
4.984
5.009
Cenário Investimento Mínimo
Custos da Produção
Custos de Disponibilidade
Total de Custos (C)
Custo unitário (euros por MWh)
261
284
280
278
245
242
234
218
223
219
4.374
4.414
4.490
4.522
4.762
4.868
4.974
5.164
5.207
5.228
83,4
83,5
84,2
84,5
84,9
85,3
85,6
85,1
85,4
85,3
Face ao Cenário de Investimento Mínimo,
o custo global de produção de
electricidade até 2020 a preços de 2011,
é:
No Cenário PNAER (i) em 2020
superior em 558 milhões de euros
(+10,7%) e (ii) em termos acumulados
entre 2011 e 2020 superior em 3,1 mil
milhões de euros (+6,4%);
No Cenário Intermédio (i) em 2020
superior em 231 milhões de euros
(+4,4%) e (ii) em termos acumulados
superior em 1,7 mil milhões de euros
(+3,6%).
Conclui-se que, considerando a manutenção ao longo do período de projecções do preço do petróleo brent nos mercados
internacionais nos níveis considerados no estudo para o ano base (97,8 dólares por barril) e os pressupostos de custeio
unitário e de disponibilidade desenvolvidos pelo BPI, a não realização dos investimentos previstos no PNAER em
fontes de energia renovável incluídas na produção em regime especial e da nova central termoeléctrica de
Lavos seria economicamente mais vantajosa do que a implementação do PNAER.
17
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Evolução dos custos anuais unitários de produção de electricidade (a
preços de 2011)
100,0
100,0
Custo unitário no Cenário PNAER
Custo unitário no Cenário Investimento Mínimo
95,0
93,8
92,7
94,4
92,8
91,7
92,5
90,1
90,0
88,3
87,1
87,5
82,5
89,5
88,3
85,4
85,0
89,2
84,0
84,0
86,7
83,4
83,5
2011E
2012E
84,2
88,9
89,2
89,1
87,1
85,3
84,5
84,9
85,3
Custo unitário no Cenário Intermédio
97,5
Custo unitário no Cenário Intermédio
85,6
85,1
85,4
85,3
euros por MWh, a preços de 2011
euros por MWh, a preços de 2011
97,5
Custo Unitário no Cenário Intermédio com
fotovoltaicas
95,0
93,8
92,7
91,7
92,5
94,5
92,7
+1.185 MW
fotovoltaico
90,1
90,0
88,3
87,5
87,1
85,4
85,0
84,0
86,7
89,2
89,5
2016E
2017E
88,3
88,9
89,2
89,1
2018E
2019E
2020E
87,1
85,3
84,0
82,5
80,0
80,0
2013E
2014E
2015E
2016E
2017E
2018E
2019E
2020E
Os custos unitários correspondentes ao Cenário PNAER
e ao Cenário de Investimento Mínimo apresentam uma
tendência divergente à medida que o peso das FER
aumenta, atingindo a diferença máxima em 2020 com
o custo de produção (a preços de 2011) no Cenário de
Investimento Mínimo inferior em 9,1 euros por MWh (9,6%).
2011E
2012E
2013E
2014E
2015E
O investimento adicional de 1.185 MW em potência fotovoltaica
altera drasticamente a evolução dos custos unitários ao longo
do tempo, atingindo, em 2020, um custo unitário médio por
MWh semelhante ao verificado no Cenário PNAER. O
investimento em potência adicional fotovoltaica deve ser
reequacionado, uma vez que não se justifica do ponto de
vista económico, conduzindo a um agravamento muito
substancial dos custos de produção de electricidade em
Portugal.
18
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Correlações do preço do petróleo com gás natural e carvão
Preços Históricos - Carvão & Brent
Preços Históricos - Gás Natural & Brent
12,0
40,0
20,0
Gás Natural (Alemanha) (USD / mmbtu)
Brent (USD / Barril)
19
Carvão (USD / Ton)
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0,0
1987
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
0,0
1990
0,0
1989
0,0
1988
2,0
20,0
1987
20,0
Brent (USD / Barril)
USD/Ton
60,0
40,0
1992
4,0
80,0
60,0
1991
40,0
100,0
1990
6,0
USD/Barril
60,0
80,0
USD/mmBTU
8,0
140,0
120,0
10,0
80,0
USD/Barril
100,0
1989
100,0
y = 1,0638x + 16,102
R² = 0,8424
1988
y = 0,1264x - 0,0178
R² = 0,9531
160,0
120,0
14,0
120,0
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Ponto de indiferença do preço do petróleo (a preços de 2011)
CENÁRIO INTERMÉDIO
CENÁRIO PNAER
113,8
115,0
115,00
113,8
109,8
109,8
110,00
105,7
105,7
105,0
100,8
100,0
97,8
98,5
99,5
104,6
102,9
100,9 101,2
96,1
95,0
106,3
101,6
Custo unitário em euros por MWh
(produção e disponibilidade)
Custo unitário em euros por MWh
(produção e disponibilidade)
110,0
97,6
94,43
95,1
93,5
Ponto de indiferença
172,1 dólares por barril a
preços de 2011
90,0
89,4
85,0
85,33
80,0
105,00
106,7
101,6
104,2
100,8
101,7
100,00
97,6
94,1
95,00
99,1
96,6
95,1
91,6
90,00
98,6
95,1
93,5
89,10
89,4
Ponto de indiferença
144,7 dólares por
barril a preços de 2011
85,00
85,3
80,00
0%
20%
40%
48%
60%
76%
80%
100%
120%
140%
0%
40%
48%
60%
76%
80%
100%
120%
140%
Variação percentual do preço do petróleo do ano base (a preços de 2011)
Variação percentual do preço do petróleo do ano base (a preços de 2011)
Cenário PNAER
20%
Cenário Intermédio
Cenário de Investimento Mínimo
20
Cenário de Investimento Mínimo
3. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Conclusões
Os investimentos previstos no PNAER devem ser reequacionados com impactos favoráveis, tanto
ao nível da redução do investimento previsto (-10,9 mil milhões de euros), como de uma menor
pressão para subida das tarifas eléctricas (conforme hipóteses consideradas no estudo para o
preço do petróleo).
Verifica-se que:
–
A tecnologia fotovoltaica não é actualmente minimamente competitiva com as restantes tecnologias de
produção de electricidade, pelo que os investimentos previstos, de cerca de 1.344 MW e 4,7 mil milhões
de euros, não devem ser efectuados, pelo menos até que esta tecnologia atinja uma maior maturidade
tecnológica.
–
Os investimentos previstos na central termoeléctrica a gás natural de Sines (830 MW) e em centrais
hídricas (considerando tanto a nova potência, como os reforços de potência) são suficientes para fazer
face ao consumo de electricidade estimado em ponta até 2020, pelo que o investimento previsto na
central termoeléctrica de Lavos, com 830 MW de potência instalada e 540 milhões de euros de
investimento, não deve ser implementado.
–
Dado o actual contexto de endividamento e de mercados financeiros, o investimento previsto em nova
potência eólica, ascendente a 2.619 MW de potência instalada e a 3,4 mil milhões de euros, deve ser
adiado.
21