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Reestruturação do Sector Energético

Reestruturação do Sector Energético. 16 Outubro 2004. AGENDA. Reestruturação do Sector do Gás Reestruturação do Sector da electricidade e criação do Mercado Ibérico de Energia Os activos do Grupo EDP na produção de electricidade 16 de Outubro de 2004.

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Reestruturação do Sector Energético

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  1. Reestruturação do Sector Energético 16 Outubro 2004

  2. AGENDA Reestruturação do Sector do Gás Reestruturação do Sector da electricidade e criação do Mercado Ibérico de Energia Os activos do Grupo EDP na produção de electricidade 16 de Outubro de 2004

  3. REESTRUTURAÇÃO DO SECTOR DO GÁS(visão da EDP)

  4. 250% 200% 100% Carvão CCGT Fuel-oil 2002 2005E 2002 2005E 2010E 130% 100% 60% Carvão CCGT Fuel-oil 84 80 69 280% 235% • Menor investimento • Custos operacionais inferiores • Maior flexibilidade operacional • Maior eficiência • Menores emissões CO2 • Baixo consumo de água • Rapidez na construção • Requer menos espaço 100% Carvão CCGT Fuel-oil 2007E Spain Portugal FORTE CRESCIMENTO DE CONSUMO DE ELECTRICIDADE NA IBÉRIA VAI OBRIGAR A INSTALAR NOVA CAPACIDADE DE CICLOS COMBINADOS Investimento por MW Consumo de Electricidade (TWh) Capacidade instalada (GW) 330 282 251 Custo variável Ciclos combinados é a tecnologia preferida para a instalação de nova capacidade Emissões de CO2

  5. A OPÇÃO POR CCGT´S VAI ACELERAR A CONVERGÊNCIA ENTRE GÁS E ELECTRICIDADE • SECTOR ELECTRICO: Pesodas CCGTs na capacidade instalada na Ibéria O Gás Natural vai ter um peso muito significativo no cabaz de combustíveis das eléctricas, representando mais de 70% do custo variável por kWh de uma CCGT. 2007E: 20% 2005E: 16% 16% 20% 14% 7% 9% 2002: 5% 13% 80 GW 84 GW 25% 69 GW 26% 31% 11% 10% 9% 23% 25% 20% Fuel Oil Nuclear SRPs CCGTs Hidro Carvãol • SECTOR DO GÁS: Peso das empresas eléctricas no consumo de gás O sector eléctricovai ser o grande responsável pelo crescimento do negócio de gás na Península Ibérica, acrescentando á procura de gás cerca de 15bcm 2007E: 36% 2005E: 28% 2002: 11% 24 bcm 47 bcm 34 bcm 72% 49% 56% 17% 16% 15% Empresas eléctricas Industrial Residenciall

  6. Reino Unido França • EDFeGDFtêm uma empresa comum para a distribuição de gás (DEGS) • Fala-se de uma possível fusão entre as duas empresas... • Centrica, Empresa incumbente de gás desenvolveu um negócio de retalho de electricidade Ibéria • Tendência muito clara de convergência nas estratégias corporativas • Gás Natural tentou uma fusão com a Iberdrola que foi vetada pelo regulador • AquisiçãodaNaturcorppelaEDP/Hidrocantábrico • Unión Fenosaexpande para o negócio de exploraçãp e midstream de gás e estabelece parceria 50/50 comENI • Gás Natural anuncia construção de 4.000 MW CCGT´s • Endesa e Iberdrola contratam directamente LNG e estabelecem negócio retalho de gás A CONVERGÊNCIA ENTRE GAS E ELECTRICIDADE É UMA TENDÊNCIA MUITO CLARA NO SEIO DA UNIÃO EUROPEIA Alemanha • E.ONcomprou a Rurhgascriando um “gigante energético" • RWE apresentou em Agosto 2003 plano integrado de crescimento de gás e electriciade • Aquisição da GVS pela EnBW Itália • ENELadquiriu aCamuzzi criando a maior empresa italiana em número de clientes (31m) e a segunda em clientes de gás (1,7m)

  7. ESTRUTURA DO SECTOR DO GÁS DETERMINA OPÇÕES DE INTEGRAÇÃO • Opções estratégicas das eléctricas face ás características do sector: • Caracteristicas específicas do mercado de Gás na Ibéria: Mercado de gás dominado pelos produtores • Assumindo concorrência no sector eléctrico • Cláusulas de destino nos contratos limitam flexibilidade Actividades de Gás e electricidade separadas • Número reduzido de fornecedores de gás com forte domínio do mercado • Fórmulas de revisão de preço rígidas, normalmente 100% indexadas ao barril de petróleo Electricidade e Gás estabelecem parceria • Intensidade competitiva no mercado de Gás • Contrato de gás com clausulas de take or pay face á incerteza do “despacho” das CCGT´s • Principal operador de gás entrou no negócio de electricidade Integração da electricidade e gás INTEGRAÇÃOCOM FORNECEDOR DE GÁSPOSSIBILITA UMA REDUÇÃO DO RISCO DAS ELÉCTRICAS E UMA PROTECÇÃO DAS MARGENS • Importância do Gás para o sector eléctrico

  8. SHIPPING DISTRIBUTION & REG. SUPPLY SOURCING TERMINALS STORAGE FACILITIES TRANSPORT (HP Network) E&P WHOLESALE INTL. PIPELINES NON-REGULATED SUPPLY + - 1 Y - - + + 2 3 Y/N N - + 4 N* - + 5 Y - - N 6 NEM TODOS OS ACTIVOS DE GÁS SÃO IMPORTANTES PARA A EDP 5 1 6 4 2 3 Racional de integraçãp Intensidade do capital Risco associado Proveitos regulados Importante para assegurar a entrada fisica do gás em Portugal. Tipo de regulação vai definir relevância estratégica Activo fundamental para estratégia da EDP de integração de gas & electricidade. Poderá permitir preços mais competitivos e essencialmente flexibilidade nos contratos de take-or-pay Pode permitir um aumento de flexibilidade dos contratos de take-or-pay e uma gestão mais eficiente da procura Importante com vista a obter volume e com volume obtem-se flexibilidade Importantede modo a capturar potenciais sinergias com a distribuição de electricidadee possibilitar a oferta conjunta dos produtos “´gas e electricidade” tal como estão desde já a oferecer as empresas espanholas. *É possvelque o wholesale para LDCs seja regulado

  9. SHIPPING TRANSPORT (HP Network) STORAGE FACILITIES E&P DISTRIBUTION & REG. SUPPLY WHOLESALE SOURCING TERMINALS INTL. PIPELINES NON-REGULATED SUPPLY Pipelines Regionais Consumo PMI´s Serviços & Residencial Transgás GDP Distribuição A REESTRUTURAÇÃO DO SECTOR DO GÁS PODE PERMITIR À EDP A INCORPORAÇÃO DOS ACTIVOS NECESSÁRIOS Argelia (2.3 bcm) e Nigeria (LNG 3.4 bcm) Sourcing Contracts Terminal de Regasificação de Sines(5.3 bcm) CCGTs 2010: 3.0 to 4.5 bcm LDCs 2010: 0.7 to 1.1 bcm Carriço Storage Facility 2004: 60 M m3 2007: 100 M m3 Pipelines do Magreb e de Espanha (4.4 bcm) Consumo Industrial 2010: 1.7 to 2.0 bcm • PARA A EDP É CRITICO OBTER O CONTROLO OPERACIONAL DE ALGUNS ACTIVOS • ... A EDP ESPERA TROCAR OS SEUS 14% DA GALP PELOS ACTIVOS QUE LHE SÃO CRITICOS.

  10. ACTIVOS DE GÁS DA GALP REFORÇAM PRESENÇA DA EDP NO MERCADO IBÉRICO DE ENERGIA • Com a integração dos activos de gás da Galp: Presença da EDP no mercado Ibérico de Gás 2002 2003 2003 1 • A EDP pode tornar-se um operador integrado de escala Ibérica com cerca de 20% de quota de mercado quer na Electricidade quer no Gás. Total Gas Sales 0.3 bcm Total Gas Sales 3.0 bcm Total Gas Sales 1.4 bcm 19% Mkt. Share 2 • EDP pode melhorar significativamente não só o acesso a gás a preços competitivos mas também a flexibilidade contratual. 7% Mkt. Share 1% Mkt. Share 3 • EDP pode gradualmente ir capturando as sinergias entre comercialização e distribuição de gás e electricidade HC é o 4ºoperador eléctrico espanhol com uma presença no mercado de gás. HC compra 62% da companhia distribuidorade gas Naturcorp. A EDP manifestou a sua disponibilidade para ter um papel activo na reestruturação do sector energéticoPortuguês.

  11. REESTRUTURAÇÃO DO SECTOR ELECTRICOE CRIAÇÃO DO MERCADO IBÉRICO

  12. MERCADO IBÉRICO: UM MERCADO REGIONAL • Directiva Europeia • Criação do mercado europeu de energia • Abertura de todos os mercados até 2007 • Eliminação do modelo de “single buyer”

  13. O CONTEXTO DE ACTUAÇÃO MIBEL INTRODUZIRÁ NOVOS DESAFIOS PARA O GRUPO EDP • O MIBEL, a concretizar-se durante os próximos 3 anos de forma faseada, implicará uma organização idêntica em Portugal e Espanha e uma maior integração física e económica • Por via do reforço da capacidade de interligação e adopção de um modelo comum de mercado grossista • Implicando a resolução dos CAEs e a liberalização do mercado de retalho em Portugal • No contexto do MIBEL, a margem da EDP deixará de estar fixada contratualmente e passará a ser definida no mercado • Custos de combustíveis, quantidades de venda grossista, margem bruta grossista e comercial e retorno dos investimentos passarão a ser incertos • O Trading irá desempenhar um papel chave na competitividade das eléctricas no MIBEL • Optimização da Programação e Despacho de centrais • Gestão das posições de produção e comercial no mercado grossista • Gestão e cobertura do risco de mercado

  14. Portugal Espanha OS SECTORES ELÉCTRICOS DE PORTUGAL E ESPANHA TÊM UMA ORGANIZAÇÃO MUITO DISTINTA MAS ESTÃO ARTICULADOS Sist. Elect. Público (SEP) Sist. Elect. Indep. (SEI) Interligação SENV Produção Produtores Vinculados(1) PREs(2) PNVs(3) Produtores PREs(2) Contratos bilaterais Mercado diário + intradiário (pool) Mercado • Agente Comercial • do SEP (REN) • Single buyer Contratos bilaterais (4) (5) Comercia- lizador • EDP Distribuição • Comercializador Vinculado EDP Energia Comercializadores Distribuidores (5) Clientes Clientes vinculados Clientes não vinculados(6) Clientes liberalizados Clientes Regulados (1) CPPE + Tejo Energia + Turbo Gás; (2) Produtores em Regime Especial (mini-hídricas, renováveis, cogeração); (3) Produtores não Vinculados = EDP Energia + HDN (EDP) + Hidrocenel (EDP); (4) Parcela livre da EDP Distribuição; (5) Clientes liberalizados de MAT, AT e MT; (6) A legislação portuguesa não reconhece a figura de Comercializador pelo que a comercialização com Clientes não Vinculados é feita por contratos bilaterais com PNVs e/ou com a “interligação”

  15. Produção ordinária + PREs Modelo de funcionamento do MIBEL Principais alterações do MIBEL O MIBEL IMPLICA UMA ORGANIZAÇÃO IDÊNTICA NOS DOIS PAÍSES E UMA MAIOR INTEGRAÇÃO FÍSICA E ECONÓMICA 1 Resolução dos CAEs 1 Plataforma Merc./Merc.(1) Organizados 2 OMI REN REE 3 Contratos bilaterais + Reforço da capacidade de interligação 2 Regulados Comerc. Regulados Distribuidores Liberalizados Comercia- lizadores Novo modelo grossista de Mercado Eléctrico 3 Clientes finais Liberalização do mercado de retalho 4 4 Fluxo físico de energia Fluxo de procura (1) Formas de contratação excluindo contratação directa entre agentes

  16. NO MIBEL COEXISTIRÃO CINCO MERCADOS GROSSISTAS COM HORIZONTES TEMPORAIS DE FUNCIONAMENTO COMPLEMENTARESModelo de mercado grossista proposto para o MIBEL Médio/longo prazo Dia D-1 Dia D Produtores PREs Comercializadores Livres Comercializador Regulados Traders Clientes elegíveis Agentes externos Mercado bilateral directo Mercados intradiários Produtores PREs Comercializador Livres Comercializador Regulados Traders Clientes elegíveis Agentes externos 1 5 Plataforma bilateral OTC 2 Mercado organizado a prazo Mercado diário 4 3 OMI português OMI espanhol

  17. OS MERCADOS TÊM CARACTERÍSTICAS E OBJECTIVOS DISTINTOS Mercado bilateral directo 1 Mercado a prazo a ser utilizado por empresas do mesmo Grupo Contratação bilateral customizada directa entre agentes através de CBFs(1) e/ou CFns(2) Contratação vertical por agente limitada a 10-25% do valor global de produção ibérica Apoio Mercado bilateral OTC 2 Mercado a prazo a ser utilizado por empresas de grupos diferentes Contratação bilateral standardizada entre agentes via Plataforma de Clearing(3) Contratação vertical por agente limitada a 10-25% do valor global de produção ibérica Mercado organizado a prazo Mercado a prazo com custos por restrições técnicas inferiores aos dos mercados bilateral directo e bilateral OTC(4) Total ausência de bilaterabilidade contratual Contratação por blocos em mercado de futuros com entrega física à data de vencimento 3 Mercado diário 4 Mercado para excedentes e ajuste comercial/económico das posições a prazo Total ausência de bilateralidade contratual Contratação segundo preço ofertado e com garantia de abastecimento Mercado intradiário 5 Mercado de ajuste técnico/comercial para acerto até às 4 horas anteriores Total ausência de bilateralidade contratual Contratação segundo preço ofertado, mas sem garantia de abastecimento (1) Contratos bilaterais físicos; (2) Contratos financeiros; (3) A entidade responsável pelo clearing assume posição de contraparte dos agentese os riscos de crédito; (4) Como não há bilateralidade, os custos das restrições terão de ser repartidos pelo total de energia contratualizada neste mercado

  18. NO MIBEL, A MARGEM DA EDP DEIXARÁ DE ESTAR FIXADA CONTRATUALMENTE E PASSARÁ A SER DEFINIDA NO MERCADO Condicionada por div. factores para os quais o Grupo tem controlo reduzido Preço oferecido O preço varia e a influência dos agentes é relativa Preço da energia (€/MW) Custos variáveis A actuação no mercado não optimizada tem custos de oportunidade Margem captada no mercado A hidraulicidade e boa gestão da programação influencia muito a margem A procura afecta a margem captável Os custos de combustíveis variam e influenciam a margem Energia vendida Energia por vender Energia (MW)

  19. O MIBEL IRÁ CONCRETIZAR-SE DE FORMA FASEADA DURANTE OS PRÓXIMOS TRÊS ANOS 2004 2005 2006 2007 2008 Elegibilidade Total em Portugal e Espanha Mercado • Arranque MIBEL • OMEL revisto • Plataforma CBF e OTC Publicação do índice de mercado OTC Arranque do mercado organizado a prazo Conclusão dos reforços nas interligações Produção Portugal Entrada da TER Produção Espanha Entrada de 4.700 MW de CCGTs Entrada de até mais 10.000 MW CCGTs Arranque Desenvolvimento Consolidação

  20. O MERCADO IBÉRICO DIFICILMENTE PASSARÁ DO NÍVEL 3 DE DESENVOLVIMENTO Dadas as respectivas características estruturais Nível de desenvolvimento “Fechado” Mercado spot físico com liquidez Índices spot com fiabilidade Mercado de futuros com liquidez Mercado de futuros organizado com liquidez Derivados OTC sobre contratos de futuros Estruturação complexa de contratos combinando mercados 0 1 2 3 4 5 6 US Gas NordPool France MIBEL (2005) MIBEL (2006) MIBEL (2007) Exemplos Australian Electric OMEL Portugal NETA (RU) EEX (Alem) APX (Hol) SWEP (Sz) Volume global transaccionado Evolução da margem (1) Concentração empresarial na Produção e Comercialização, isolamento físico, volatilidade natural

  21. O MECANISMO DE ABERTURA DOS CAE DEVERÁ SER NEUTRAL DO PONTO DE VISTA ECONÓMICO PARA OS PRODUTORES Produtores apresentam proposta de parametros e metodologia ao Governo Negociação do modelo de resolução dos CAE e aprovação do ” framework” legal que permita o direito á compensação Governo analisa e harmoniza asproposta dos três Produtores Até Dezembro 2004 Definiçãodos parâmetros de avaliação e metodologia Identificação dos procedimentosnecessários e requerimentos legais que permitam a abertura dos contratos actuais Publicaçãodo Decreto-Leique estabelecea metodologiapara calculo das compensações Cálculo das compensações (CMECs) devidas a cada central Publicação do DL que define o pagamento dos CMEC’s por central Aprovação pela Comissão Europeia Produtores concordam com parâmetros estabelecidos 1 2 DL-CMEC Aprovação pela Assembleia da República Succeed 3 30 dias para o Contrato de Desvinculação 4 Definição dos CMEC para as centrais que se desvinculam CMEC iguais á diferença entre valor de mercado e valor do contrato 5 O modelo de resolução pressupõe acordo entre Governo e Produtores

  22. OS ACTIVOS DO GRUPO EDP NA PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE

  23. O GRUPO EDP É O 3ºPLAYER IBÉRICO EM TERMOS DE CAPACIDADE INSTALADA Capacidade instalada na Iberia 2004 (MW) Mix de Capacidade na Ibéria 2004 (%) 30% 32% 14% 4% 10% 7% 3% 100% 13.1 12.7 15.3 15.2 19.3 24.8 6.2 13.0 60,659 1,574 16.7 4,397 11.0 9.5 6,177 31.5 6.5 2,571 14.1 33.1 8,431 25.7 61.8 19,213 44.3 29.3 18% 29.1 51.6 42.5 18,296 16.5 19.9 17.3 12.1 1.5 6.4 EDP HC EDP+HC Endesa(1) Iberdrola Fenosa Union Fenosa Outros Portugal EDP Endesa(1) Nuclear Hydro Outros Spain Coal CCGT Fuel/Gas HC Iberdrola Total Portfolio de produção da EDP e a HIDROCANTÁBRICO são complementares Os planos de expansão das duas empresas apontam para a construção de 3.000 MW de Ciclos combinados

  24. COM A HIDROCANTABRICO A VOLATILIDADE DA MARGEM DE PRODUÇÃO DA EDP É SIGNIFICATIVAMENTE REDUZIDA Volatilidade da margem da produção face á hidraulicidade Margin (€ million) Endesa Iberdrola EDP + HC EDP HC Anos Húmidos Anos médios Anos secos Coeficiente de hidraulicidade

  25. A EDP E A HC SÃO JÁ DOS OPERADORES MAIS EFICIENTES DA IBÉRIA Cash-costs por kWh produzidonum ano médio de hidraulicidade Custos de combustíveis por kWh produzidonum ano médio de hidraulicidade Index Index 119 100 108 94 120 88 85 112 60 62 105 100 20 87 84 80 78 EDP HC EDP+HC P1 P3 P2 76 60 Custosde operação e manutenção por kWh produzido 40 Index 100 104 98 98 20 91 76 60 49 20 EDP HC EDP+HC P1 P3 P2 EDP HC EDP+HC P1 P3 P2

  26. O PORTFOLIO DE PRODUÇÃO DA EDP FICARÁ AINDA MAIS EFICIENTE COM A INTRODUÇÃO DOS CICLOS COMBINADOS Custo marginal da EDP com CCGT Custo marginal da EDP(actual) €/MWh €/MWh 50 50 Fuel 3 Fuel 2 Fuel 2 Fuel 1 Fuel 1 40 40 CCGT 30 30 20 20 Coal Coal 10 10 Hydro Hydro 20% 40% 60% 80% 20% 40% 60% 80% Generated energy Generated energy As novas CCGT´s vão aumentar a emissão em mais 30% a um custo marginal mais baixo O que vai permitir á EDP ser mais activa ao longo da curva da procura

  27. O DESENVOLVIMENTO DE NOVAS CAPACIDADES É CRITICO PARA FAZER FACE A UM AMBIENTE COMPETITIVO Desenvolvimento de capacidades de Energy/TradingManagement para gás e electricidade. Desenvolvimento da área comercial (face á abertura de 100% do mercado) Criação de uma área de gestão de risco Fortalecer a área de regulação Fortalecer a área de planeamento energético numa óptica Ibérica

  28. Reestruturação do Sector Energético 16 Outubro 2004

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