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energias de portugal

Reestruturação do Sector Energético

16 Outubro 2004

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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

Custo variável

60%

100%130%

Carvão CCGT Fuel-oil

Capacidade instalada (GW)

2002

8069

84

2005E 2007E

FORTE CRESCIMENTO DE CONSUMO DE ELECTRICIDADE NA IBÉRIA VAI OBRIGAR A INSTALAR NOVA CAPACIDADE DE CICLOS COMBINADOS

Menor investimento Custos operacionais

inferiores Maior flexibilidade

operacional Maior eficiência

Menores emissões CO2 Baixo consumo de água Rapidez na construção Requer menos espaço

Ciclos combinados é a tecnologia preferida para a instalação de nova capacidade

Portugal Spain

Investimento por MW

Emissões de CO2

280%

100%

235%

Carvão CCGT Fuel-oil

Carvão CCGT Fuel-oil

250%

100%

200%Consumo de Electricidade (TWh)

2010E2005E2002

251282

330

5

A OPÇÃO POR CCGT´S VAI ACELERAR A CONVERGÊNCIA ENTRE GÁS E ELECTRICIDADE

SECTOR ELECTRICO: Peso das CCGTs na capacidade instalada na Ibéria

O sector eléctrico vai ser o grande

responsável pelo crescimento do

negócio de gás na Península Ibérica, acrescentando á

procura de gás cerca de 15bcm

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.

17%

72%

16%

56% 49%

2002:11%

24bcm

2005E:28%

47bcm

15%

34bcm

2007E:36%

SECTOR DO GÁS: Peso das empresas eléctricas no consumo de gás

2002:5%

26%

16% 9%2005E:

16%

10%

23%

25%

14% 7%

9%25%

84GW31%

20%

13%

11%

20%

69GW

80GW

2007E:20%

Hidro Carvãol Fuel Oil Nuclear SRPs CCGTs

Industrial Residenciall Empresas eléctricas

6

A CONVERGÊNCIA ENTRE GAS E ELECTRICIDADE É UMA TENDÊNCIA MUITO CLARA NO SEIO DA UNIÃO EUROPEIA

• E.ON comprou a Rurhgas criando um “gigante energético"

• RWE apresentou em Agosto 2003 plano integrado de crescimento de gás e electriciade

• Aquisição da GVS pela EnBW

Alemanha

• Centrica, Empresa incumbente de gás desenvolveu um negócio de retalho de electricidade

Reino Unido

• Tendência muito clara de convergência nas estratégias corporativasGás Natural tentou uma fusão

com a Iberdrola que foi vetada pelo regulador

Aquisição da Naturcorp pela EDP/Hidrocantábrico

Unión Fenosa expande para o negócio de exploraçãp e midstream de gás e estabelece parceria 50/50 com ENI

Gás Natural anuncia construção de 4.000 MW CCGT´s

Endesa e Iberdrola contratam directamente LNG e estabelecem negócio retalho de gás

Ibéria

• EDF e GDF têm uma empresa comum para a distribuição de gás (DEGS)

• Fala-se de uma possível fusão entre as duas empresas...

França

Itália

• ENEL adquiriu a Camuzzi 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

Assumindo concorrência no sector eléctrico

Inte

nsid

ad

e c

om

peti

tiva n

o m

erc

ad

o d

e G

ás

Importância do Gás para o sector eléctrico

Mercado de gás dominado pelos produtores

Número reduzido de fornecedores de gás com forte domínio do

mercado

Actividades de Gás e electricidade

separadas

Electricidade e Gás estabelecem

parceria

Integração da electricidade e gás

Fórmulas de revisão de preço rígidas, normalmente 100% indexadas ao barril

de petróleo

Cláusulas de destino nos contratos limitam flexibilidade

Principal operador de gás entrou no negócio de electricidade

Contrato de gás com clausulas de take or pay face á incerteza do

“despacho” das CCGT´s

Opções estratégicas das eléctricas face ás características do sector:

Caracteristicas específicas do mercado de Gás na Ibéria:

INTEGRAÇÃO COM FORNECEDOR DE GÁS POSSIBILITA UMA REDUÇÃO DO RISCO

DAS ELÉCTRICAS E UMA PROTECÇÃO DAS MARGENS

8

SHIPPING

INTL. PIPELINES

TERMINALS

STORAGE FACILITIES

TRANSPORT(HP Network)

E&P

DISTRIBUTION & REG. SUPPLY

NON-REGULATED SUPPLY

SOURCING

WHOLESALE

Racional de integraçãp

Importante para assegurar a entrada fisica do gás em Portugal. Tipo de regulação vai definir relevância estratégica

Intensidade do

capital

Proveitos regulados

Risco associado

*É possvel que o wholesale para LDCs seja regulado

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

Importante com vista a obter volume e com volume obtem-se flexibilidade

Importante de modo a capturar potenciais sinergias com a distribuição de electricidade e possibilitar a oferta conjunta dos produtos “´gas e electricidade” tal como estão desde já a oferecer as empresas espanholas.

12 4

5

6

Y+ -1

+ N-2

N*+-4

Y+ -5

N--6

NEM TODOS OS ACTIVOS DE GÁS SÃO IMPORTANTES PARA A EDP

3

+ Y/N-3 Pode permitir um aumento de flexibilidade dos contratos de take-or-pay e uma gestão mais eficiente da procura

9

A REESTRUTURAÇÃO DO SECTOR DO GÁS PODE PERMITIR À EDP A INCORPORAÇÃO DOS ACTIVOS NECESSÁRIOS

Terminal de Regasificação de Sines(5.3 bcm)

Pipelines do Magreb e de Espanha (4.4

bcm)

Argelia (2.3 bcm) e Nigeria (LNG 3.4

bcm) Sourcing Contracts

INTL. PIPELINES

TERMINALS

SHIPPING

STORAGE FACILITIES

TRANSPORT

(HP Network)

E&P

DISTRIBUTION & REG. SUPPLY

NON-REGULATED SUPPLY

SOURCING

WHOLESALE

Carriço Storage Facility

2004: 60 M m3

2007: 100 M m3

LDCs2010: 0.7 to 1.1

bcmConsumo Industrial

2010: 1.7 to 2.0 bcm

CCGTs2010: 3.0 to 4.5

bcm

Consumo PMI´s

Serviços & Residencial

Pipelines Regionais

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.

Transgás GDP Distribuição

10

2002

HC é o 4ºoperador eléctrico espanhol com uma presença no mercado de gás.

2003

HC compra 62% da companhia

distribuidora de gas Naturcorp.

2003

A EDP manifestou a sua disponibilidade para ter

um papel activo na reestruturação do sector

energético Português.

Total Gas Sales 0.3 bcm

Total Gas Sales1.4 bcm

Total Gas Sales3.0 bcm

Presença da EDP no mercado Ibérico de Gás

19% Mkt. Share

ACTIVOS DE GÁS DA GALP REFORÇAM PRESENÇA DA EDP NO MERCADO IBÉRICO DE ENERGIA

EDP pode melhorar significativamente não só o acesso a gás a preços competitivos mas também a flexibilidade contratual.

2

EDP pode gradualmente ir capturando as sinergias entre comercialização e distribuição de gás e electricidade

3

7% Mkt. Share

1% Mkt. Share

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.

1

Com a integração dos

activos de gás da Galp:

11

REESTRUTURAÇÃO DO SECTOR ELECTRICO

E 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

OS SECTORES ELÉCTRICOS DE PORTUGAL E ESPANHA TÊM UMA ORGANIZAÇÃO MUITO DISTINTA MAS ESTÃO ARTICULADOS

(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”

Portugal Espanha

Sist. Elect. Público (SEP)Sist. Elect. Indep. (SEI)

(5)

(5)

(4)

Interligação

ProduçãoProdução Produtores Vinculados(1) PREs(2)PREs(2) PNVs(3)

ClientesClientes Clientes vinculadosClientes

liberalizadosClientes Regulados

Clientes não vinculados(6)

Comercia-lizador

Comercia-lizador

EDP Distribuição•Comercializador

Vinculado

MercadoMercadoAgente Comercial do SEP (REN)

•Single buyer

Contratos bilateraisContratos

bilaterais

SENV

EDPEnergia

Produtores

Distribuidores

Mercado diário +

intradiário(pool)

Comercializadores

15

O MIBEL IMPLICA UMA ORGANIZAÇÃO IDÊNTICA NOS DOIS PAÍSES E UMA MAIOR INTEGRAÇÃO FÍSICA E ECONÓMICA

Principais alterações do MIBEL Modelo de funcionamento do MIBEL

Resolução dos CAEsResolução dos CAEs

Reforço da capacidade de interligação

Reforço da capacidade de interligação

Novo modelo grossista de Mercado Eléctrico

Novo modelo grossista de Mercado Eléctrico

Liberalização do mercado de retalhoLiberalização do

mercado de retalho

1111

2222

3333

4444

Clientes finais

Produção ordinária + PREs

REN REE

Distribuidores

Regulados

Plataforma Merc./Merc

.(1) Organizado

s

Contratos bilaterais

Comerc. Regulados

Comercia-lizadores

Liberalizados

1111

2222

4444

3333

Fluxo físico de energia

OMI

+

Fluxo de procura

(1) Formas de contratação excluindo contratação directa entre agentes

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NO MIBEL COEXISTIRÃO CINCO MERCADOS GROSSISTAS COM HORIZONTES TEMPORAIS DE FUNCIONAMENTO

COMPLEMENTARESModelo de mercado grossista proposto para o MIBEL

Mercado bilateral directo

Mercado organizado a prazo Mercado diário

Mercado diário

Plataforma bilateral OTCMercados

intradiáriosMercados

intradiários

Produtores

PREs

Comercializadores Livres

Comercializador Regulados

Traders

Clientes elegíveis

Agentes externos

Produtores

PREs

Comercializador Livres

Comercializador Regulados

Traders

Clientes elegíveis

Agentes externos

Médio/longo prazo Dia D-1 Dia D

OMI português OMI espanhol

1111

2222

3333

5555

4444

17

OS MERCADOS TÊM CARACTERÍSTICAS E OBJECTIVOS DISTINTOS

Mercado bilateral directo

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

Mercado bilateral OTC

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

Mercado diário

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

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

1111

2222

3333

4444

5555

(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

ApoioApoio

18

Preço da energia (€/MW)

Margem captada no mercado

Energia (MW)

Energia vendidaEnergia vendida Energia por venderEnergia por vender

Preço oferecido

Custos variáveis

Os custos de combustíveis variam e influenciam a

margem

A procura afecta

a margem captável

A actuação no mercado

não optimizada tem custos

de oportunidade

O preço varia e a influência dos agentes é relativa

A hidraulicidade e boa gestão

da programação influencia muito

a margem

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

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O MIBEL IRÁ CONCRETIZAR-SE DE FORMA FASEADA DURANTE OS PRÓXIMOS TRÊS ANOS

Elegibilidade

Mercado

Produção Portugal

Produção Espanha

Total em Portugal e Espanha

Arranque Desenvolvimento Consolidação

2006 2007 200820052004

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

Entrada da TER

Entrada de até mais 10.000 MW CCGTs

Entrada de 4.700 MW de CCGTs

20

NETA

(RU)

Australian Electric

NordPool US Gas

APX

(Hol)

EEX

(Alem)SWEP

(Sz)

Portugal OMEL

France

Exem

pl

os

MIBEL (2005)

MIBEL (2006)

MIBEL (2007)

Nível de desenvolvimento

Volume global transaccionado

Evolução da margem

““Fechado”Fechado”Mercado

spot físico com liquidez

Índices spot Índices spot com com

fiabilidadefiabilidade

Mercado de futuros com

liquidez

Mercado de Mercado de futuros futuros

organizado organizado com liquidezcom liquidez

Derivados Derivados OTC sobre OTC sobre

contratos de contratos de futurosfuturos

EstruturaçãEstruturação complexa o complexa

de de contratos contratos

combinando combinando mercadosmercados

0000 1111 2222 3333 4444 5555 6666

(1) Concentração empresarial na Produção e Comercialização, isolamento físico, volatilidade natural

O MERCADO IBÉRICO DIFICILMENTE PASSARÁ DO NÍVEL 3 DE DESENVOLVIMENTO

Dadas as respectivas características estruturais

21

O MECANISMO DE ABERTURA DOS CAE DEVERÁ SER NEUTRAL DO PONTO DE VISTA ECONÓMICO PARA OS

PRODUTORESProdutores apresentam proposta de parametros e

metodologia ao Governo

Aprovação pela Assembleia da

República

Definição dos CMEC para as centrais que

se desvinculam

DL-CMEC

Produtores concordam com parâmetros

estabelecidos

Aprovação pela Comissão Europeia

Succeed

CMEC iguais á diferença entre valor de mercado e

valor do contrato

Definição dos parâmetros de avaliação e metodologia

Identificação dos procedimentos necessários e requerimentos legais que permitam a abertura dos contratos actuais

Publicação do Decreto-Lei que estabelece a metodologia para calculo das compensações

Cálculo das compensações (CMECs) devidas a cada central

Publicação do DL que define o pagamento dos CMEC’s por central

11

22

33

44

Até Dezembro 2004Até Dezembro 2004

Negociação do modelo de resolução dos CAE e aprovação do ” framework”

legal que permita o direito á compensação Governo analisa e harmoniza as proposta dos três

Produtores

55

O modelo de resolução pressupõe acordo entre Governo e Produtores

30 dias para o Contrato de

Desvinculação

22

OS ACTIVOS DO GRUPO EDP NA PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE

23

Hydro Coal Fuel/GasCCGTNuclear

EDP HC EDP+HCEndesa(1) Iberdrola Fenosa

Endesa(1)

Iberdrola

EDP

HC

UnionFenosaOutros

SpainTotal

OutrosPortugal

30% 32% 14% 4% 10% 7% 3% 100%

Capacidade instalada na Iberia 2004 (MW) Mix de Capacidade na Ibéria 2004 (%)

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

1,5744,3976,177

19,213

18,296

2,5718,431

60,659

18%

6.419.9 17.3 12.1

51.6

16.5

44.3

29.1

14.161.8

31.5 6.5

33.1

9.5

15.3

6.2

16.713.0

24.8 19.313.1 15.2 12.7

1.5

42.5

29.3

25.7

11.0

O GRUPO EDP É O 3º PLAYER IBÉRICO EM TERMOS DE CAPACIDADE INSTALADA

24

COM A HIDROCANTABRICO A VOLATILIDADE DA MARGEM DE PRODUÇÃO DA EDP É SIGNIFICATIVAMENTE REDUZIDA

Coeficiente de hidraulicidade

Anos Húmidos Anos secos

Volatilidade da margem da produção face á hidraulicidade

Anos médios

Endesa

Iberdrola

EDP + HC

EDPEDP

HCHC

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

40%60%80%100%120%140%160%

Margin (€ million)

25

A EDP E A HC SÃO JÁ DOS OPERADORES MAIS EFICIENTES DA IBÉRIA

Custos de operação e manutenção por kWh produzido

EDP HC EDP+HC P1 P2 P3

EDP HC EDP+HC P1 P2 P3

Custos de combustíveis por kWh produzido

num ano médio de hidraulicidade

EDP HC EDP+HC P1 P2 P3

Cash-costs por kWh produzidonum ano médio de hidraulicidade

87

7884

105

76

112

20

40

60

80

100

120

Index

9485 88

108

62

119

20

60

100

Index

49

9176

9810498

20

60

100

Index

26

O PORTFOLIO DE PRODUÇÃO DA EDP FICARÁ AINDA MAIS EFICIENTE COM A INTRODUÇÃO DOS CICLOS COMBINADOS

Custo marginal da EDP(actual) Custo marginal da EDP com CCGT

10

20

30

40

50

20% 40% 60% 80%

Hydro

Coal

Fuel 1

Fuel 2Fuel 3

Generated energy

€/MWh

10

20

30

40

50

20% 40% 60% 80%

Hydro

Coal

CCGT

Fuel 1

Fuel 2

€/MWh

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

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O DESENVOLVIMENTO DE NOVAS CAPACIDADES É CRITICO PARA FAZER FACE A UM AMBIENTE COMPETITIVO

Desenvolvimento de capacidades de Energy/Trading Management 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

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Reestruturação do Sector Energético

16 Outubro 2004