Apresentação de A. Mateus

Nota do Blog : Eis os resultados das privatizações e em particular da EDP

Eletricidade: sobrecustos, rendas e concorrência
Abel M Mateus
Presidente da AdC entre 3.2003 e 3.2008 Senior Fellow – University College London Investigador Principal - UCP

Síntese

• O papel da AdC durante o 1o mandato (2003-2008)
  
• Construção de um sistema eletrico planificado sem concorrência nem
  preocupação com os consumidores
  
• Benchmarking
  
• Quem beneficiou e quais os custos?
  
• Sugestões para o futuro da política energética
  

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Papel da AdC
• Apesar das enormes limitações de recursos a AdC começou desde o seu lançamento a trabalhar no setor da energia
• Grande preocupação com a fusão EDP/ENI/GdP, que acabou por ser rejeitada pela Comissão Europeia
• Estudo da CEPA encomendado pela AdC chama a atenção que a conversão dos CAEs nos CMECs pode ser ainda mais prejudicial para os consumidores

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• A Autoridade tem um papel meramente de aconselhamento ao Governo (e Parlamento) quando consultada
  
• Foi consultada aquando do DL 240 que criou os CMECs em 2004, pelo Ministro Carlos Tavares, tendo apresentado várias objeções ao Governo, que não foram atendidas
  • Voltou a ser consultada pelo Ministro Manuel Pinho, em início de 2005, tendo chamado a atenção para os elevados custos dos CMECs, elevados custos das eólicas (preço máximo de 75€/MWh contra 95, revelado pelos leilões) e para a ausência de concorrência no setor e apresentado propostas concretas para aumentar a concorrência e diminuir custos para o consumidor
  

• Não mais foi consultada ... Detalhes na apresentação mais extensa 9/10/2018 Comissão Inquerito Parlamentar Rendas Eletricidade 4

Criação de um sistema eletrico planificado e de elevado custo para os
consumidores na segunda metade dos anos 1990

• O início da privatização da EDP em 1997 transforma um quasi-monopólio publico num quasi-monopólio privado, com posições dominantes em vários mercados de geração de eletricidade (preocupação por maximização do encaixe)
  
  
• Governo estende em 1995 os CAEs que tinham sido atribuidos como PPAs (financiamento projetos investimento) à Central do Pego e Tapada do Outeiro, a toda a EDP, a investimentos já realizados e alguns já amortizados (fragilidade legal desta medida baseada na Lei de Bases de 1995)
  
• A EDP é incorporada no Sistema Vinculado, passa a haver preços/rentabilidade garantidos a todo os grupos geradores, elimina-se a concorrência em todos os mercados de geração
  • E instalam-se os primeiros 1000 MW de potência eólica com preços de mais do dobro do custo marginal de longo prazo
  

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E esta elevada concentração mantém-se até à atualidade

Quando o HHI é superior a 2000 o Mercado levanta preocupações de concorrência

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• Como já vários especialistas aqui demonstraram ( e o exemplo seguinte comprova) um dos problemas mais graves foi a introdução de um elevado nível de energias intermitentes (sobretudo eólica)
  
• Multiplicada por remunerações demasiado elevadas da capacidade ociosa (via CAEs/CMECs)
  • Com tecnologias das renováveis imaturas (eólicas e solar) e de elevados custos, multiplicada por taxas de remuneração demasiado elevadas (sem leilões de preços)
  

• Tomando como benchmarking um sistema eficiente e de custo mínimo para os consumidores, houve mais de duplicação dos custos médios e marginais de longo prazo

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O elevado custo das externalidades das eólicas

• Suponhamos que o Governo apresentava ao Parlamento em 2005/6 o Projeto Eólicas, e quantificava os custos e benefícios da produção de 6000 MW, com tarifas garantidas e acesso prioritário à rede (face a uma potência de consumo de 4000 MW em horas de vazio)
  
• O sobrecusto introduzido pelos parques eólicos, com o preço garantido de cerca de 90€/MWh e em relação a um custo marginal de longo prazo do sistema existente de cerca de 40€/MWh era de cerca de 700 Milhões Euros/ano (50€X14 TWh produzidos)
  
• A este é necessário adicionar o acréscimo de custos fixos devido à redução da taxa de ocupação dos grupos geradores e ao acréscimo de capacidade global para compensar a interrupção da produção eólica, que no nosso exemplo é de cerca de 740 Milhões Euros/ano
  
• No total, o sobercusto seria de 1 440 Milhões Euros/ano na geração de eletricidade
  
• E quais os benefícios? A redução de emissões de carbono é reduzida pois as centrais marginais são movidas
  a gás natural (só uma parte é carvão)
  

• A redução de importações pode ter algum significado, mas é bastante menor do que se aponta por causa da importação de equipamentos, mas a quantificação deste fator exige a valorização da segurança energética
• Assim, os benefícios – que não ultrapassariam os 200 a 300 Milhões de Euros - seriam largamente inferiores aos custos
• Imputando toda a redução de CO2 à introdução de renováveis, com a redução de 6,2 milhões toe na industria eletricidade, a um preço de 30€/t, temos um beneficio de 192€ milhões
• PORQUE É QUE EM PORTUGAL OS GRANDES PROJETOS CONTINUAM A NÃO SER OBJETO DE ANÁLISE CUIDADA DE BENEFÍCIOS E CUSTOS E ESCRUTINADOS PELO PARLAMENTO?

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Cenário 1: Sem interrupção aleatória
					Custos fixos totais		Custos variáveis totais		Pagamentos por unidade
			Taxa utilização
Fuel		3,500	100	3,500		504,000	140,000		184
Gas natural		3,500	100	3,500		504,000	175,000		194
Hidro		7,000	100	7,000		252,000	70,000		46
	Total	14,000		14,000	Total	1,260,000	385,000		118
Capacidade em MW					TOTAL custos		1,645,000	ME

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A introdução de energias com interrupção requer:
Expansão capacidade produção total (52%)
Redução da taxa de ocupação global de geração (de 100 para 66%) Aumento do custo unitário da eletricidade (64%)
Pagamentos de capacidade ociosa (de 7 a 30%)

Cenário 2: Com interrupção aleatória
					Custos fixos totais		Custos variáveis totais		Pagamentos por unidade
			Taxa utilização							Acrescimo
Fuel		2,800	72	2,016		403,200	80,640		240	1.30
Gas natural		5,500	91	5,005		792,000	250,250		208	1.07
Hidro		7,000	74	5,180		252,000	51,800		59	1.27
Eolicas		6,000	30	1,800		864,000	9,000		485
	Total	21,300		14,001	Total	2,311,200	391,690		193	1.64
					TOTAL custos		2,702,890	ME

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Até as agências internacionais ignoram os custos de Sistema das intermitentes!

• Mesmo com a redução dos custos médios equivalentes (levalized) das eólicas e solar, por causa dos custos de Sistema (externalidades), estas ainda estão longe de ser competitivas
  
• Evidentemente que, quando a proporção da geração intermitente é reduzida, por exemplo menos de 10% do total da geração, os custos de sistema também são baixos
  
• Mas estes crescem “exponencialmente” com a proporção das eólicas e solar
  
• O custo total direto e indireto das eólicas é de 140 a 160 Euros por MWh e não os 90 Euros reportado pela ERSE
  
• Nenhuma das agências internacionais (IEA, IRENA) e mesmo bancos de desenvolvimento (BERD, WB) calcula e chama a atenção para estes custos de sistema
  

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O “monstro” que se criou

• As políticas do setor eletrico entre 1996 e 2011 criaram um dos sistemas de maior sobrecusto pago pelo consumidor e de rendas excessivas da UE, sem paralelo a qualquer outro setor de atividade
  
• Criaram um simulacro de “mercado”, totalmente comandado, com preços, margens e até lucros totais garantidos aos geradores de eletricidade
  
• Eliminaram a concorrência entre operadores, fecharam o “Mercado” a novos operadores, violaram a neutralidade tecnológica e atrasaram a inovação
  
• Levaram os operadores a introduzir tecnologias que não estavam ainda “maduras”, com elevados custos afundados para os consumidores
  
• Causando custos finais para a economia de cerca do dobro do custo mínimo e eficiente, o que representou não só uma perda de bem-estar económico mas do PIB potencial da economia, distorcendo a sua competitividade
  

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Custos Totais Subsidiação Eletricidade

CIEGs

PRE

Outras

Eolicas

CMECs

CAEs

Restantes

Divida Tarifária

Fonte: ERSE

Em Milhões de Euros

(2006-2018)

22,610

12,140

6,847

5,293

2,895

1,575

6,000

4,482

3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500

Rest antes CAEs CMECs
Rest renova Eolicas

Subsidios ao Setor Eletrico (Milhões Euros)

0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
-500

2,800 inef 2,500 exce

Soma simples, a preços correntes
De 2006 a 2018 os consumidores pagaram 22,6 mil milhões de Euros de subsídios à geração de eletricidade
Sendo quase metade da Produção em Regime Especial

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t s

Subsídios por MWh médios 2006-2018
	€/MWh
Custos associados à produção eletricidade
Sobrecusto-diferencial pago
Produção em Regime Especial	61.0
Eólicas	47.8
Cogeração FENR	58.1
Cogeração FER	53.3
Hidrica	48.8
Solar	274.6
CMECs	22.3
CAEs	33.6
Garantia investimento	8.1
Reserva segurança	2.0
Subsidio médio total energia	41.3
Memo:
Preço medio pago às Eolicas	93.1
Preço medio (aquisição CUR)	52.5
Fonte: ERSE. Tarifas e Preços

Não há racionalidade nestes subsídios: Subsidiam-se as renováveis, mas também
se subsidia a energia fossil (incluindo carvão)
Sistema suscetível de manipulação pelos operadores para maximizarem o recebimento de subsídios
Ao preço de aquisição da eletricidade de 52,5 €/MWh da EDP-Ultimo Recurso acrescem 41,3 €/MWh
de custos com CAEs/CMECs e subsídios à PRE

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SUMMARY OUTPUT

Regression Statistics

Multiple R

R Square

Adjusted R Square

Standard Error

Observations

ANOVA

0.898474

0.807255

0.768706

121.2712

19

Regression

Residual

Total

df

3

15

18

SS

923918.2

220600.6

1144519

MS

307972.7

14706.7

FS

20.94097

ignificance F

1.28E-05

Intercept

Preço Petroleo

Prod eolica

Grau hidraulicidade

CoefficienStst

-478.514

4.277763

29.74783

0.349817

andard Err

146.3774

1.930325

8.039187

0.129314

r tStat

-3.26904

2.216085

3.700353

2.705178

P-value

0.005177

0.042567

0.002138

0.016289

Lower 95%

-790.51

0.163373

12.61271

0.074191

Upper 95%L

-166.518

8.392153

46.88295

0.625443

ower 95.0U

-790.51

0.163373

12.61271

0.074191

-166.518

8.392153

46.88295

0.625443

o %pper 95.0%

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A quase totalidade dos pagamentos dos CMECs/CAEs é explicada por três fatores: Preço do petróleo, produção eólica e variação da hidraulicidade

800
700
600
500
400
300
200
100

CMEC/CAE Preço petroleo Prod eolica Indice Hidraulico

Os CAES/CM ECS e os fatores explicativos

0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

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Fonte: ERSE, Tarifas e Preços

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Felizmente, os sobrecustos irão diminuir a partir de 2018 Se não se repetirem os erros que se cometeram
Mas esta projeção apenas respeita a parte dos custos

Benchmarking

• O maior mercado integrado dos EUA, no Nordeste do país, o PMJ, com mais de 150 milhões de clientes, tem hoje preços nos mercados grossistas de 16€/MWh (20 USD/MWh)
  
• A média dos preços a retalho nos EUA é de cerca de metade da média na UE, em 2017: 10,8c€/kWh contra 20,5c€/kWh, incluindo todos os impostos e taxas
  
• O preço médio da eletricidade a retalho, sem impostos nem sobrecustos, em 2017, foi de 9,6c€/kWh em Portugal, contra 10,1 na UE (Lituania, Hungria, Bulgaria, Romenia e Eslováquia com valores inferiors a 8 e máximo de 13,7 para Espanha, e 14,7 para Irlanda)
  • Portanto Portugal tem condições para ser um mercado eficiente
  
• Porém, com todos os impostos e sobrecustos, em 2017, o preço a retalho em Portugal foi de 18,3c€/kWh, acima da média na UE com 17,2 (mínimos da Bulgaria 9,4 e Hungria 10,3 e máximos de Alemanha 25,2 e Dinamarca 28,4)
  
• E em PPP, Portugal tem o preço mais elevado 23c€/kWh, a seguir à Alemanha (23,7) – mas incluindo a divida tarifária seria cerca de 25c€, que é o preço mais elevado. Os mínimos são dos países nórdicos: Finlândia 9,8 e Suécia 10,9
  

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Quem beneficiou das rendas excessivas?
• No caso da PRE, na qual a maior parte foi para as eólicas e cogeração, foram as empresas detentoras dos grupos geradores que beneficiaram à custa dos subsídios pagos pelos consumidores
• Mas uma parte significativa são subsídios à capacidade ociosa para compensar as energias com interrupção
• No caso dos CMECs foi a EDP que beneficiou dos subsídios, mas
• Até 2004 uma grande parte dos CAEs foi apropriada pelo Estado através das
receitas das privatizações (hipótese do mercado de capitais eficiente)
• Depois de 2004, como a quota do Estado era inferior a 25%, apenas uma parte foi transferida para o Estado, tendo as mais valias, por transferência de riscos da EDP para os consumidores, beneficiado em grande parte os acionistas privados

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Estimativas da CEPA

Estimativa das Rendas Excessivas

Como se compara com os sobrecustos da ERSE? Aqui temos valor atualizado para 2006; aqui usa-se o custo do capital médio que incorpora equity risk e risco país; problema: não faz simulação geral do sistema
Fonte: Governo de Portugal, SEE, Rents in the Electricity Generation Sector, 31.1.2012

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9/10/2018 Comissão Inquerito Parlamentar Rendas Eletricidade Fonte: CEPA (2000-2010) 21 Estimativa autor outros anos

URGENTE: Um novo Plano Energético

• É essencial congregar os recursos científicos e institucionais para elaborar um Plano Energético para o País para 2020-2040
  
• Propomos os seguintes objetivos: (i) construir um sistema eficiente ao menor custo possível para o utilizador, (ii) assegurar a segurança no abastecimento, (iii) assegurar o acesso à energia em condições justas a toda a população, (iv) assegurar uma justa contribuição do País para as emissões de carbono e outras, e (iv) contribuir para a integração no Mercado Único Europeu.
  
• Este plano deve propor uma reforma dos impostos e subsídios explicitos e implicitos de forma a racionalizar o Sistema, tomar em conta a evolução tecnológica futura e assegurar o equilibrio entre uma concorrência e regulação efetivas
  

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Algumas sugestões para políticas energéticas futuras
• Para termos um Mercado concorrencial tem que haver maior diversidade de operadores com quotas semelhantes de Mercado a disputarem fornecimento de eletricidade na margem, ao longo da curva de procura diária. Estará o Governo disposto a reduzir o poder de mercado do operador dominante?
• Moratórias de investimento.
• Leilões virtuais de capacidade
• Enquanto não se reduzir para valores mais razoáveis a proporção da energia intermitente teremos de continuar a suportar elevados custos de Sistema. Como internalizar estes custos?
• É preocupante a perda de bem-estar e de crescimento potencial da privatização de uma empresa em posição dominante: a saída para o Exterior das “rendas excessivas”
• Tribunal de Contas: noutros países que "protegem claramente os seus ativos estratégicos". [o Estado deveria impor] limites às compras de privados vindos de fora da União Europeia. 1/
• 1/ Auditoria do Tribunal de Contas à reprivatização da EDP e REN (2014)
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Algumas sugestões para políticas energéticas futuras
• Construção do Mercado Único da Eletricidade: por exemplo, aumentar a interligação com a Espanha e Europa (França)

• Introdução do princípio de neutralidade tecnológica
  
• Alteração do sistema de apoio às renováveis para minimizer o custo
  de produção de longo prazo: Leilões e Contratos por Diferenças
  
• Políticas em vias de aplicação:
  • A introdução e generalização da “tarifa social” vai criar outra enorme distorção no Mercado, pela diferenciação que introduz nas tarifas. Há métodos menos distorcionários para ajuda às famílias mais necessitadas
  • A redução do IVA não tem qualquer efeito sobre as rendas e estruturas de mercado atuais (já temos um gap do IVA elevado)
  

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Quando se irá reduzir o esforço de subsidiação dos portugueses?

• No setor bancário os contribuintes já foram e serão chamados a contribuir com cerca de 25 MME
  
• No setor elétrico os consumidores já suportaram um sobrecusto de cerca de 23 MME
  
• Só estes dois setores já custaram cerca de 30% do rendimento dos portugueses nos
  últimos anos!
  
• E se juntarmos as PPPs rodoviárias temos mais um sobrecusto de cerca de 5 a 7 MME
  
• Estes sobrecustos tiveram e continuam a ter um impacto considerável na redução da taxa de crescimento potencial do PIB português e na redução do bem-estar dos consumidores!
  
• Até quando? É este o desafio que Vós como representantes dos portugueses tendes pela frente