Diagnosens betydning og diagnostiske utfordringer

Devido à pouca previsibilidade das energias renováveis (eólica e hídrica), o Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está organizado de modo que a base do diagrama de carga seja preenchido pelas centrais termoeléctricas alimentadas com combustíveis fósseis (carvão, fuelóleo e gás natural). Assim, a solução passa pela aposta na eficiência dos

processos produtivos das centrais e consequentemente na diminuição de emissões de CO2.

Assim, ao adicionar o custo das emissões de CO2 ao preço da electricidade, as

utilities europeias pertencentes ao CELE e que operam em mercados liberalizados,

passam o custo de oportunidade das licenças para o preço da electricidade e consequentemente para os consumidores.

A inclusão do preço do carbono no custo global do combustível realça um dos problemas apontados ao CELE: os lucros extraordinários (windfall profits53_{, em inglês),} associados quase exclusivamente às utilities e gerados pelas licenças de emissão de CO2 atribuídas gratuitamente (Kruger et al, 2007). Toda a energia produzida por fontes com reduzidas emissões de CO2 é vendida a um preço mais elevado uma vez o preço de referência num mercado liberalizado é o de uma fonte de combustível fóssil, e é mais elevado uma vez que inclui o preço das emissões de CO2 (Point Carbon Advisory Services, 2008, p.22). Segundo António Mexia (EDP, 2010b, p. 14), CEO da EDP, “We

don't have windfall profits in Portugal. We've basically regulated activities and a small liberalized market that, by the way, is today under pressure so no windfall profit”. De

facto apenas é possível passar o custo das licenças de emissão para o custo de produção de electricidade (cost past through, em inglês) num mercado liberalizado uma vez que o custo no mercado regulado é imposto por uma entidade reguladora.

Uma vez que a EDP actua no mercado liberalizado português e espanhol, justifica- se analizar estes.

Mercado liberalizado de electricidade

O mercado eléctrico em Espanha está regulamentado pela “Ley 54/1997 del Sector

Eléctrico” e compreende dois sistemas de venda de energia, o sistema regulado e, desde

1 de Janeiro de 2003, o sistema liberalizado. Os produtores em regime especial, nomeadamente as energias renováveis, e de acordo com o Real Decreto-Lei 661/2007 de 25 de Maio, podem escolher vender a energia a um preço fixo, que é geralmente mais 53 “Windfall profits are a special advantage earned by the first adopters of a new idea in a social system (Rogers, 1983, p. 381)”.

elevado que os preços no mercado, ou actuar no mercado grossista de geração, também conhecido como a “Pool espanhola”. Os comercializadores em regime ordinário vendem a energia na pool, em sessões diárias e intradiárias, a preço de mercado ou através de contratos bilaterais, cujo preço é acordado com os consumidores ou comercializadores (EDP, 2012a).

Já a abertura do mercado liberalizado em Portugal iniciou-se em 1995 para os consumidores industriais. Quanto aos restantes consumidores, em Portugal continental, desde 4 de setembro de 2006 que todos os consumidores podem escolher o seu fornecedor de electricidade (ERSE, 2006, p.1).

A 26 de março de 2012, através da Resolução do Conselho de Ministros n.º 34/2011, de 1 de Agosto e do Decreto-Lei n.º75/2012, o Governo português definiu um calendário para extinção das tarifas reguladas de venda de eletricidade, conforme previsto no Memorando de Entendimento assinado entre Portugal e a UE, Banco Central Europeu (BCE) e o Fundo Monetário Internacional (FMI), vulgo “troika”. De acordo com este calendário, no dia 1 de julho de 2012 extingue-se a tarifa regulada para os maiores agregados familiares e pequenas empresas e a 1 de janeiro de 2013, extingue-se por completo a tarifa regulada para o fornecimento de electricidade concluindo assim o processo de liberalização do mercado eléctrico. Para ambos os períodos há uma tarifa transitória que vigora até ao final de 2014 e 2015, respectivamente (ERSE, 2012c, p. 1).

Em abril de 2012 o mercado liberalizado (ML) era constituído por 507 344 clientes, a quase totalidade dos grandes consumidores (96%), e representava 53,6% do consumo total de electricidade no país (ERSE, 2012c, p. 3).

Quanto aos operadores de mercado, existem sete porém, apenas três deles, a EDP, a Iberdrola e a Endesa, representam 98% dos clientes. A EDP é o principal operador no ML, representando 78,5% do total de clientes e 38% do total de consumo. No segmento dos grandes consumidores o líder é a Iberdrola, com 33,6% de quota de mercado, a EDP figura em terceiro lugar (29,2%) atrás da Endesa (30,8%) (ERSE, 2012c, p. 5).

Figura 6.2.2-36 Portugal: Peso relativo do ML [%]

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Nota: A redução no peso relativo do ML no consumo global deve-se ao facto de que a partir de janeiro de 2010 passou a utilizar-se um algoritmo de determinação de consumos distinto do que se utilizava até à data (ERSE, 2010, p. 3).

Fonte: ERSE (2012c)

Tanto em Espanha como em Portugal, a EDP actua no mercado liberalizado e consequentemente, tem acesso ao custo de oportunidade que as licenças de emissão permitem no âmbito do CELE.

A tabela seguinte estima os windfall profits das utilities para o primeiro período de cumprimento do PQ, 2008-2012.

Tabela 6.2.2-10 Europa: Previsões de Windfall Profits

País receitas totais em 2008-2012 (€bn) em 2008-2012 (€bn) receitas totais em 2008-2012 (€bn) em 2008-2012 (€bn) Preço CO2 21 €/t 32 €/t Reino Unido 16 – 22 6 – 10 25 – 34 8 – 15 Alemanha 34 – 45 14 – 22 52 – 69 21 – 34 Espanha 10 – 13 1 – 3 15 – 19 2 – 4 Itália 0 – 15 0 - 6 0 – 22 0 - 9 Polónia 8 – 12 2 – 6 12 – 18 4 – 9

Fonte: Point Carbon Advisory Services (2008, p.22)

Os winfall profits são maiores em países onde há um nível intenso de emissões de CO2, o que reflecte um mix energético baseado em fontes de combustível fóssil, e consequentemente têm o maior número de licenças de emissão gratuitas. Como são estas centrais a definir o preço marginal da electricidade, utilities com um mix energético baseado em energia com reduzidas emissões de CO2 são mais rentáveis. Os lucros extraordinários previstos para Espanha são menores que os da Alemanha pois em Espanha são as centrais a gás natural que estabelecem um preço de referência mais baixo que as centrais a carvão na Alemanha (Point Carbon Advisory Services, 2008, pp.22-244).