edp
sinta a nossa energia
EDP – Cada vez mais verde
António Mexia, CEO da EDP
0
Objectivos do dia das Renováveis EDP
Partilhar a visão da EDP sobre o futuro da produção
energia através de energias renováveis
Dar visibilidade aos activos hídricos e eólicos da EDP
Dar visibilidade às capacidades da EDP no desenvolvimento e
operação dos activos eólicos e hídricos
Apresentar as oportunidades de investimento da EDP em
activos eólicos e hídricos e perspectivas de retorno
Peso dos activos eólicos e hídricos no portfolio de negócio da
EDP: hoje e no futuro
1
Agenda
10:30
EDP – Cada vez mais verde
António Mexia, EDP CEO
10:40
Porquê activos eólicos e hídricos
Pedro Ferreira, Director de Planeamento Energético
10:55
Valor dos activos hídricos
António Castro, Administrador da EDP Produção
11:20
Activos Eólicos na Europa: NEO
João Paulo Costeira, NEO CEO
11:40
Coffee Break
12:00
Activos Eólicos nos EUA: Horizon
Gabriel Alonso, Horizon Chief Development Officer
12:20
NEO + Horizon = EDP Renováveis
Ana Maria Fernandes, EDP Renováveis CEO
12:40
EDP nas renováveís: Um perfil de baixo risco
Nuno Alves, EDP CFO
12:50
Estratégia da EDP nas renováveis
António Mexia, EDP CEO
13:00
Q&A
13:30
Almoço
2
Plano de capex claro implica mais eficiência o que resulta
num crescimento sustentado do EBITDA
NÍVEIS DE INVESTIMENTO
Investimentos/Cash flow
CRESCIMENTO SUSTENTADO DE DOIS DÍGITOS DO
EBITDA
% (TCMA)
%
15
89
105
6
2002-2005
2007E
2003-2005
AUMENTO DA EFICIÊNCIA
2002-2005
PESO CRESCENTE DAS OPERAÇÕES NÃO-IBÉRICAS
Peso das operações não-ibéricas**
Net Opex / Margem bruta
%
42
2005-9M2007
%
30-31
9M2007
13
2002-2005
23
9M2007
* Média 2002-2005
** Excluindo custos de re-estruturação
3
EDP está extremamente bem posicionada para gerar valor
num mundo em mudança
O “status quo”
energético está em
mudança….
…tornando o crescimento
das renováveis uma
tendência incontornável…
• O consumo mundial de
energia está a aumentar
• Elevados recursos
energéticos identificados
• O custo dos combustíveis
fósseis e do CO2 está a
crescer
• Desenvolvimento
tecnológico tornando as
renováveis competitivas
• As mudanças climáticas são
encaradas como um desafio
global
• Aumento do apoio
regulatório e da opinião
pública para as renováveis
…na qual a EDP tem
uma posição única de
criação de valor
• Presente nos mercados com
maior potencial
• “Track record” comprovado
na execução e
desenvolvimento do
pipeline
Tendências globais em relação às renováveis norteiam a estratégia EDP
4
Investimento total em 2006-2007 focou-se em renováveis
Produção
Hídrica
Outras
Actividades
30%
70%
Produção
Eólica
Activos eólicos e hídricos representam 70% do investimento entre 2006-2007
5
Activos eólicosPosicionamento
e hídricos
serão
a dechave
para o crescimento da
da EDP Brasil
no mercado
capitais
EDP nos próximos 5 anos
Os mercados onde a
EDP se encontra tem
uma forte necessidade
destas tecnologias
Melhoria do seu
portfolio de produç
produção
com activos eficientes
e sem emissões de
CO2
Oportunidades de
investimento tem um
atractivo perfil de
risco/retorno
“Track record”
record”
comprovado em
operaç
operação e
desenvolvimento de
activos hí
hídricos e
eólicos
Activos eólicos e hídricos serão a chave para o perfil da EDP de elevado
crescimento/baixo risco
6
edp
sinta a nossa energia
O Porquê das Energias Eólica e Hídrica
Pedro Neves Ferreira, Director de Planeamento Energético
7
Tendências Globais
Tendências globais em energia
Tendências em Renováveis
1
2
• Crescimento da procura
mundial de electricidade
5
• Aceleração do
desenvolvimento tecnológico
• Custo crescente de
combustíveis fósseis e de
emissões de CO2
• Preocupação crescente com
segurança de abastecimento
• Alterações climáticas
estabelecidas como desafio
mundial
3
Crescimento
• Crescente fluxo de capitais
para energias Renováveis
das Energias
Renováveis
4
• Enquadramento regulatório
mais favorável
Várias forças suportam uma tendência global de crescimento da energia Renovável
8
Tendências globais em energia: novos desafios
1
Procura de electricidade
Preços do Brent
Dependência energética
(1033 TWh)
(Brent, $/bbl média mensal)
(% importações/consumo na UE)
+257%
+98%
(ppm)
+35%
91,0
29,7
Concentração de CO22
+17 pp
+11 pp
+22%
384
67%
315
56%
284
50%
15,0
25,5
'05
'30E
Jan '00
Dec '07
2000
2005
2030E
PreIndustrial
1960
2007
O crescimento da procura está a criar pressão sobre os combustíveis fósseis e o ambiente e a
alimentar uma cada vez maior preocupação com a segurança de abastecimento
Fonte: US-NOAA, IEA, Eurostat (European Energy and Transport trends to 2030 – update 2005; News release 126/2006)
9
Tendências globais em energia: custo de CO2 e regulação
1
Custo de emissões de CO22 (UE-ETS)
Regulação de CO22
(€/ton)
• Objectivo de redução de 20% vs. 1990
2008
22
UE
• Sectores do ETS garantirão a maior parte
da redução
• Leilão de 100% das licenças do sector
eléctrico a partir de 2013 (nova Directiva)
Projecções
de
analistas
2008-12
• Diversas iniciativas regionais a surgir
20-35
EUA
• Legislação federal a ganhar momento
para o próximo mandato presidencial
O custo crescente de CO2, devido a fortes objectivos de reduções de emissões,
contribui para ainda maior competitividade das energias Renováveis
10
Tendências em Renováveis: obstáculos tradicionais a ser
ultrapassados
2
Obstáculos
Tradicionais
Descrição
Novos Desenvolvimentos
• Elevado investimento inicial e
custos de O&M
• Reduzida maturidade de algumas
tecnologias
• Aumento da competitividade de custo através de
– Inovação tecnológica
– Elevados custos de combustíveis fósseis e de
emissões de CO2
Fiabilidade e
previsibilidade
• Dependência de recursos naturais
com disponibilidade incontrolável e
difícil de prever
• Custos de incerteza elevados a promover o
desenvolvimento de tecnologias de previsão
meteorológica
• Efeito diversificação com o aumento da
penetração
Intermitência e
falta de
armazenagem
• Falta de armazenagem em grande
escala limita maior penetração de
tecnologias não despacháveis
• Incentivos renovados para capacidade de
bombagem
• Maior interligação
• Desenvolvimento de tecnologias de
armazenagem
Sobrecusto
Os obstáculos tradicionais ao desenvolvimento de renováveis estão a ser gradualmente
ultrapassados por novos desenvolvimentos
11
Tendências em Renováveis: forte evolução tecnológica
2
Avanço tecnológico
Indicador
1990
Hoje
% Variação
0,05-0,3
2-3
+1.330%
• Diâmetro de rotor (m)
30
120
+300%
• Investimento (M€2008/ MW instalado)
1,6
1,3
-20%
• Área (m2/kW)
9-10
6
-37%
• Eficiência (%)
10-12%
16-17%1
+50%
11,8
5,4
-55%
• Capacidade de turbina (MW)
Eólica
Onshore
Solar
PV
• Investimento (M€2008/MW instalado)
O desenvolvimento tecnológico e a inovação têm tido um papel fundamental no
aumento da competitividade das energias Renováveis
Fonte: IEA – Technology Perspectives 2006; Global Energy Decisions – Renewable Generation Technologies (2006); EPIA – Solar Generation IV (2007)
1. Valores para tecnologia thin-film mono cristalino
12
Tendências em Renováveis: aumento de competitividade
2
Custo de geração com tecnologias Renováveis
(€2008
/MWh, 2008-2020)
2008
0
50
100
Geotérmico
150
2008
2020
Vento Onshore
Hídrica
200
300
• A inovação tecnológica e o
aumento da capacidade instalada
mundial continuarão a impulsionar
a redução de custos
Biomassa
• Espera-se que até 2020 os custos
se reduzam em cerca de 40% em
algumas tecnologias
Vento Offshore
Marítimo
Solar Termo (CSP)
• As tecnologias eólica e hídrica já
estão entre as mais competitivas
Solar PV
Custo de geração
convencional marginal
O crescimento da capacidade instalada mundial e a inovação contínua deverão levar a reduções
de custos de geração de cerca de 40% em algumas tecnologias Renováveis
Fonte: estimativa EDP
13
Tendências em Renováveis: crescente fluxo de capitais para
Renováveis
3
Tendências de investimento em
energia limpas
Investimento mundial em tecnologias limpas por tipo
($bn, 2007)
71,9
7,4
117,2
• Campanhas presidenciais nos EUA estão a
anunciar um novo ciclo de investimento em
I&D em energia limpas
– Clinton - $50Bn na próxima década
– Obama - $150Bn na próxima década
• Na Europa
– Strategic Energy Technology Plan (SET
Plan) e objectivos da UE irão assegurar
financiamento estável para
investimentos em energia limpa
45,3
10,5
18,9
8,5
VC/PE
Mercados
públicos
I&D
empresarial
I&D
estatal
Investimento
Asset
Novo
total em
Finance e investimento
empresas de pequenos
total em
tecnologia
projectos
energia
limpa
limpa
• Cada vez maior interesse privado em
energia limpa indicativo de expectativa de
retorno em 5-7 anos
– Energia limpa é hoje a 3ª maior
categoria de Venture Capital (~10% do
investimento total de VC)
O investimento em tecnologias limpas ultrapassou os $115bn em 2007 e deverá continuar a crescer
Fonte: New Energy Finance; Morgan Stanley
14
Tendências em Renováveis: apoio regulatório crescente
na UE
4
Peso de Renováveis no
mix energético11 da UE (%)
Sector
Peso de Renováveis em cada
sector (%)
2,5x
~35%-45%
39
Electricidade
15
~14%
2,4x
23%
20,0
+
Transportes
6x
8,5
30%
Aquecimento
2005
2020
~10%~15%
10
2
~2%
1,7x
~15%-20%
18
10
~10%
47%
2005
Directiva da UE
(23 de Janeiro)
• Burden sharing de
objectivos
nacionais baseado
em GDP per capita
de forma a garantir
cumprimento de
objectivo global de
20% para a UE
• Dada flexibilidade
aos estados
membros para
seleccionar os
esquemas de
apoio mais
adequados
2020
- peso esperado de cada sector no consumo final de energia em 2020
Os objectivos da UE para 2020 implicam mais que duplicar o peso de renováveis no consumo de
electricidade na Europa (o sector mais económico para cumprir os objectivos globais da UE)
Fonte: COM(2006) 848 final of 10Jan07, “Renewable Energy Road Map”; EDP Estimates; “Renewables Make the Difference”-EU
1. Peso no consumo final
15
Crescimento de Renováveis: em aceleração
5
Geração mundial com Renováveis
Peso de Renováveis11 na geração total por região
(1033 TWh, 1990-2030, cenário de Referência IEA)
(%, 2005-2030)
Cenário Optimista (IEA)
Cenário de Referência (IEA)
7,5
71%
3,3%
66%
58%
5,2
36%
2,2%
35%
3,8
3,3
2,9
23%
19%
23%
28%
2,3
17%
19%
10%
1990
2001
2005
2010E
2020E
2030E
'05 '30
América
do Norte
'05 '30
Europa
23%
17%
15%
14%15%
12%
'05 '30
OECD
Pacífico
'05 '30
África
'05 '30
América
Latina
'05 '30
Resto do
Mundo
A penetração de Renováveis irá aumentar significativamente e consistentemente em todo o mundo
Fonte: EC – World Energy Technology Outlook 2050 (2006); IEA – World Energy Outlook 2007 (2007)
1. Incluindo grande Hídrica
16
Tecnologias Renováveis chave: Eólica e Hídrica
5
Crescimento de geração Renovável por tecnologia
(peso de TWh adicionais por tecnologia Renovável, 1990-2030)
Hídrica
Eólica
Outras
• Tecnologias maduras
15%
25%
12%
31%
• Custo mais reduzido
• Elevado potencial por explorar
33%
50%
74%
42%
19%
'90-'05
'05-'20
• Penetração em grande escala de
Eólica permitida por Hídrica
(despachável + bombagem)
'20-'30
Eólica e Hídrica continuarão a ser as principais tecnologias a dinamizar o crescimento de Renováveis
Fonte: EC – World Energy Technology Outlook 2050 (2006); IEA – World Energy Outlook 2007 (2007)
17
EDP: A manter o enfoque e a criar oportunidades
5
Oportunidades de investimento
selectivas em geografias atractivas
Principal
enfoque da
EDP
Míni Hídrica
Biomassa
Eólica
Onshore
Próxima Geração
Geotérmica
Convencional
Eólica
Offshore
Solar Termo
(CSP)
Solar PV
Centralizado
Experimental
Maturidade Tecnológica
Madura
Hídrica
Convencional
Marítima
Geotérmica
Avançada
Reduzido
Médio
Elevado
(< +10 GW))
(+10 to +100 GW)
(> +100 GW)
Potencial de
crescimento
2020
(capacidade
Growth
potential toaté
2020
(additional
capacity)adicional)
A EDP está cuidadosamente a analisar o desenvolvimento de Renováveis e a tomar
posições seleccionadas nas oportunidades de maior potencial
Fonte: Análise EDP
18
edp
sinta a nossa energia
O Valor dos Activos Hídricos
António Castro, Administrador de Desenvolvimento de Projectos, EDP Produção
19
O Valor da Energia Hídrica
• Produção flexível da Hídrica permite obter maiores receitas por MWh do que as
outras tecnologias:
1. Capacidade de concentrar a produção em horas de maior procura
2. Melhor tecnologia para fornecer serviços de sistema ganhando importância
crescente com o crescimento da eólica
3. Possibilidade de armazenar energia através de bombagem (principalmente
com excesso/ energia eólica barata)
• Custos operacionais baixos: não emite CO2, custo marginal zero, custos de O&M
baixos
• Activos com vida útil longa: baixo investimento de manutenção
O valor dos activos hídricos tem aumentado e são escassos: Não há oportunidades
significativas de desenvolver projectos de raiz na Europa e nem activos para venda
20
A energia hídrica consegue preços mais altos do que as
restantes tecnologias
Preço médio Final: Hídrica vs. Outras Tecnologias (€/MWh)
(Examplo Espanha em 2007)
Index
Index
120
119
108
100
95
100
89
80
Encargo de Potêcia
60
Serviços de Sistema
40
Pool
20
0
Final Price
Nuclear
Hydro
Coal
CCGT
O Preço mais elevado do que a média é justificado por: (1) Possibilidade de
concentrar vendas em horas de pico, (2) Capacidade de compensar variações súbitas
no balanço de sistema; possibilidade de armazenar energia através de bombagem
21
A hídrica é capaz de concentrar as vendaas de electricidade em
horas de pico e atingir melhores preços.
Preços Pool e Potência em mercado 14.7.2007
Existem 3 tipo de centrais hídricas:
(Portugal)
60
58
Horas de
bombagem
55
MW
50
6000
Bombagem: Capacidade de armazenar
energia a baixos preços ou absorver
excesso de energia (ex: produção eólica
á noite) e vender a preços mais altos nas
horas de pico.
€/MWh
50
Preço médio
horário 2s07
Consumo
40
5000
Importações
Albufeira: capacidade de
armazenamento de 1 semana a 4-6
meses. Concentra as vendas nas horas
de pico ao longo do ano.
Albufeira
4000
Fio-de-Àgua
3000
Fuelóleo
2000
Fio-de-água: As centrais da EDP são tipo
éclusees, ou seja, têm uma capacidade
de armazenamento até ~6 horas
permitindo concentrar as vendas nas
horas de pico do dia.
CCGT
Carvão
1000
Regime Especial
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
Horas
1
Fonte: REN/OMEL
Exclui Mini-hidircas
22
A Hídrica é a principal tecnologia para o fornecimento de
serviços de sistema para garantir a segurança do mesmo
Produção por Tecnologia em 14.7.2007
Tempo de arranque por Tecnologia (min.)
Portugal
MW
4500
4000
3500
Hídrica
3
Run of
River
Gasóleo
15
Fueloil
CCGT
Reservoir
3000
~450MW foram
retirados ao
sistema sem
aviso
2500
2000
1500
CCGT
Muito Caro
15
Carvão/Fueloil
60 90
180
360
600
1000
Coal
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Mercado de serviços de sistema: conjuga a
procura de electricidade com a oferta em
tempo real, ganhando relevância em
momentos de instabilidade do sistema.
Arranque
a frio
Arranque
a morno
Arranque
a quente
As hídricas e CCGTs Hídrica são as principais
tecnologias que fornecem serviços de sistema.
O mercado de serviços de sistema é uma fonte importante de receitas. 375M€ no mercado espanhol
23
O valor da hídrica aumenta com o maior peso da eólica no
mix da produção
Peso da Prod. Eólica na Prod. Total (GW)
Potência hídrica e eólica no sistema (03.08.2007)
Portugal
MW
Preço médio de
venda: 82 €/MWh
3000
19%
16%
17%
2500
Preço médio
bombagem:
52 €/MWh
2000
1500
8%
8%
1000
500
4%
0
-500
Portugal
Spain
Iberia Portugal
Spain
Iberia
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
Horas
2007
2015E
Prod. Eólica
Bombagem
Prod. Hídrica
Preço
Capacidade de armazenamento da hídrica: Combina a intermitência da produção eólica com as necessidades
da procura. O seu valor aumenta com o crescimento do peso da produção intermitente, principalmente eólica
O Preço da bombagem tem de ser 30% abaixo do preço de venda
24
Os activos hídricos em operação têm a vida útil mais longa
Vida útil esperada dos activos da EDP na Península Ibéria (2007)
4
Fuel
Gasoil
Em Espanha: “Ley de la Água” permite
que a concessão possa ser estendiada
por mais 10 anos se houver obras de
melhoria.
Em Portugal: “Lei da Água” A
permite a extensão do período de
concessão entre 20-25 anos
24
(depende de uma fórmula).
3
CCGT
Coal
Hydro
11
39
2007
Os activos hídricos têm a maior duração e potencial para estender a sua vida útil.
Fonte: EDP
25
A hídrica apresenta um múltiplo EV/MW maior do que as
restantes tecnologias
Custos Fixos de operação e manutenção (€/kw)
100
80
Valorização (M€/MW)
60
40
2,2
20
1,8
0
Hydro
Nuclear
Hídrica Biom assa Carvão
CCGT
Investimento (M€/MW)
1,0
2,4-2,6
1,6-2,0
1,4
0,6
1,9-2,1
0,2
Hídrica
1,2-1,4
Eólica
CCGT
0,9-1,1
0,6-0,8
0,4-0,5
Repotencia Nova Nuclear Eólica BioCarvão CCGT
-ção
massa
central
Receitas maiores por MW, custos operacionais mais baixos e vida útil mais longa
justifica um prémio na avaliação por múltiplos vs. restantes tecnologias
26
Fonte: Estimativas EDP. Múltiplos de valorização baseados em transacções recentes
edp
sinta a nossa energia
Os Activos Hídricos da EDP
27
A EDP é o produtor do Sul da Europa com maior exposição á
produção hídrica
Capacidade hídrica na Europa do Sul no mix convencional
dos principais produtores da região (Sep-07)
45%
38%
37%
31%
24%
18%
*** Iberdrola ENEL (exc.
edp
Endesa
PPC
*
Endesa)
Union
Fenosa
**
A tecnologia hídrica é fundamental para a EDP
* 2007E
** 2006
28
*** includes Alqueva
Actualmente 80% dos activos hídricos da EDP no mercado
Ibérico são remunerados por PPAs/CMECs
Cap. Instalada Hídrica da EDP
Total (Ibéria)
Tipo de central
Remuneração
5172
Albufeiras/
Bombagem
21%
Albufeiras 30%
ROA 8.5% real antes de impostos
+
Fio-de-água 49%
Centrais com
PPA’s/CMEC
(80%)
Até ao termo do anterior CAE se
anterior a Jun-17, ou até Jun-17:
Amortização anual
+
O&M contratado
4095
(Valores actualizados á inflação)
Depois do termo do anterior CAE,
se anterior a Jun-17, ou posterior
a Jun-17:
Energia vendida no mercado
Centrais no
mercado
liberalizado (18%)
Mini-Hídricas *
(2%)
* Inclui 100% da Peble Hydro
909
Albufeira/
Bombagem
41%
Albufeira 15%
Fio-de-água 44%
Energia vendida no
mercado
168
2008
Tarifa Fixa: Em 2006 85€/MWh
(actualizadas á inflação)
29
O valor da extensão do domínio hídrico
Concessão das centrais hídricas (anos)
Duração
Média do
CMEC
ƒ Em Fev-07 a EDP acordou com o
governo português a operar as centrais
hídricas em regime de CAE para além
do termo destes contratos e até ao fim
do seu período de vida útil (2047 em
média)
9
Extensão da
Concessão
30
Duração
Média dos
Activos
Hídricos
39
ƒ Principais pressupostos: Preço da
energia eléctrica: 50€/MWh (real); Custo
Médio do Capital: 7.8%;
A extensão do domínio hídrico permitiu á EDP
relançar o seu programa de repotenciação
2008
2047
30
Fonte: EDP
O peso da capacidade hídrica da EDP em mercado será
de 50% em 2015 e 100% em 2017
Evolução da capacidade instalada na Península Ibérica
MW 8000
7000
6000
Hídrica no
mercado
liberalizado
5000
4000
3000
Hídrica
com
PPA/CMEC
PPA/CMEC
Mercado
Liberalizado
2000
1000
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
4095
4095
4095
4095
4095
4095
3291
3291
2664
0
0
0
0
909
909
909
909
1383
1793
3120
3515
4142
6806
6806
6806
6806
Os activos Hídricos da EDP contém todo o potencial dos preços a longo prazo
Fonte: EDP
31
edp
sinta a nossa energia
Crescer em Capacidade Hídrica
32
A hídrica tem um papel importante no portfolio da EDP e deverá
crescer mais dado o potencial ainda existente em Portugal
Potencial de desenvolvimento da Hídrica
na Europa
-Porquê a diferença entre Portugal e os seus pares?
•
1.
Elevado peso da hídrica no total da produção
portuguesa
2.
Fracas interligações com Espanha
3.
Volatilidade na produção hidráulica na Península
Ibérica
97%
França
Itália
86%
Alemanha
86%
•
Finlândia
65%
•
Aumento para o dobro da capacidade de interligação com
Espanha
•
Início do MIBEL
2020E
46%
PORTUGAL
67%
42%
Potencial hídrico
disponível
Fonte: Ministério da Economia
O regime CAE não incentivava a repotenciação
- Motores de crescimento
78%
Espanha
Grécia
Razões de Segurança do Sistema
Potencial hídrico
desenvolvido
•
Objectivos de renováveis em % de energia primária
•
Aumento do preço do petróleo, carvão e CO2
•
Crescimento da penetração da energia eólica aumenta o
valor da hídrica porque
1.
Capacidade da hídrica em armazenar através de
bombagem
2.
Possibilidade da hídrica prestar serviços de sistema
33
A EDP espera aumentar a sua capacidade hídrica em 36%
até 2015 no mercado Ibérico
Plano de investimento da edp em hídricas
36%
18%
918
234
883
5005
Cap. Inst. Pen. Investimentos
Projectos
Projectos
Iberica (2007) em andamento Repotenciação Potenciais
Dez-2007
2012/2013
2014/2015
2020
34
Fonte: EDP
Investimentos da EDP em andamento em Portugal: 883 MWs
com um investimento de 856M€
Investimentos em andamento
Ínicio de
operação
Centrais Hídricas
MW
Capex
Picote II
241
135
2012
Repotenciação
Em construção
Bemposta II
191
130
2012
Repotenciação
Construção deverá
começar antes de 2S08
41
72
2013
Nova Central
Alqueva II
240
150
2012
Repotenciação
Baixo Sabor
170
369
2013
Nova Central
883
856
Ribeiradio (@55%)
TOTAL
Tipo
Status
Construção deverá
começar no 1T09
Construção deverá
começar antes do final do
ano
Construção deverá
começar no 2T08
O comissionamento dos investimentos em andamento concentrar-se-á em 2012-13
Fonte: EDP
35
A EDP tem em avanço estudo projectos de repotenciação
que totaliza 918MW e estarão operacionais em 2015
Plano de Repotenciação da EDP
Plano de Repotenciação do Alqueva
Central Hídrica
MW
Início de
exploração
Venda Nova III
435
2014
Salamonde II
88
2014
Cabril II
85
2015
Paradela II
310
2015
TOTAL
918
• A repotenciação de uma central hídrica
consiste na introdução de mais um grupo
gerador aproveitando a albufeira existente
•A EDP tem direitos exclusivos na
repotenciação
A TIR da repotenciação é em média maior do
que a TIR de uma nova central
Nova
Central
Central
Antiga
Albufeira
36
Fonte: EDP
O governo português anunciou a intenção de atribuir 10 novas
centrais hídricas com um total de 1.096MWs
Sujeito a concurso internacional
Plano Nacional de Barragens
Central Hídrica
Bacia
MW
Foz Tua
Douro
234
Fridão
Douro
163
Padroselos
Douro
113
Gouvães
Douro
112
Daivões
Douro
109
Vidago
Douro
90
Almourol
Tejo
78
Pinhosão
Vouga
77
Girabolhos
Mondego
72
Alvito
Tejo
48
Total
A EDP tem
direito de
preferência
• A EDP já fez uma análise preliminar
destes projectos e tenciona competir por
eles no concurso internacional
• A EDP já provou ter experiência no
desenvolvimento e exploração de centrais
hídricas em Portugal
• A EDP tendo como base TIRs atractivas
1096
A EDP considera que lhe poderão ser atribuídos um número significativo destes projectos
Fonte: EDP
37
edp
sinta a nossa energia
Os Activos Hídricos no Brasil
38
Brasil: Elevado crescimento da procura, redução da margem
de reserva e elevado nível hídrico por desenvolver
Procura de Electricidade (TMCA)
5,2%
Margem de Reserva (GW)
Necessidades de capacidade adicional
1,1
1,6
1,4
0,3
5,0%
-2,4
-5,2
-8,2
-12,0
2007-2011
2012-2016
Fonte: EPE
• Brasil espera aumentar a sua capacidade
hídrica em aproximadamente 60 GW entre
2005 e 2020;
• Investimentos em electricidade vão
aumentar nos próximos anos
• A maior restrição no Brasil ao
crescimento da hídrica são as licenças
ambientais;
2008
2009
2010
2011 2012
2013
2014
2015
-16,5
2016
Fonte: PDEE 2007; Energias do Brasil
• O Brasil tem uma regulação estável e clara sendo 75% da
capacidade hídrica vendida através contratos CAE de
longa duração com as distribuidoras
• As novas centrais hídricas são contratadas através de
leilões (2 calendarizados para 2008)
• A construção de mini-hídricas e as repotenciações são
mais flexíveis e tem um processo de licenciamento
mais simples e rápido, para além de terem um período
de construção mais curto (~ 2 anos)
39
Capacidade Hídrica da EDP no Brasil: 1.043 MW em operação,
1.589 MW de projectos em estudo
Capacidade Hídrica actual da EDP
Centrais
Hídricas
MW
Tipo
Contrato
Maturidade
Preço Médio
‘07 (R$MWh)
Peixe Angical
452
PPA
2016
132,3
Lajeado
250
PPA
2012
86,3
Mascarenhas
181
PPA
131MW até 2012
50MW até 2037
74,7*
12 Mini-Hídricas
161
PPA &
Merchant
Média 2023
105,9
TOTAL 2007
1.043
EDP tem um “trackrecord” comprovado no
desenvolvimento e
operação de centrais
hídricas no Brasil
Tempo médio do CAE: 10 anos
Projectos Hídricos em Desenvolvimento na EDP
Hydro Plants
MW
29
Em Construção
24 Centrais Mini-Hídricas
538
12 Centrais Hídricas
1.022
Em Estudo
1.560
TOTAL
Fonte: EDP
Desenvolvimentos Hídricos em Estudo:
• Santa Fé – CAE contratado até 2038 (124,99 R$/MWh);
• Em desenvolvimento – a concessão poderá ser directamente atribuída á
EDP pelo regulador brasileiro (principal restrição: licenças ambientais)
• Estudos - as concessões serão atribuídas através de leilão competitivo
1.589
* Preço médio a partir de 2008 - R$121,92/MWh
40
Conclusão: A hídrica tem um papel fundamental na EDP,
importância essa que deverá continuar a crescer
Nos últimos anos o valor da hídrica tem vindo a aumentar em virtude do aumento dos
preços das matérias primas, do CO2, e do aumento da penetração de energia eólica.
A EDP tem o maior peso de hídrica no seu mix de geração na Europa do Sul, estando a
maior parte da sua capacidade instalada existente no regime de PPA/CMEC, mas detém
todo o potencial de crescimento dos preços no longo prazo
Portugal tem 56% de capacidade hídrica por desenvolver, que suporta uma taxa
esperada de crescimento única de 46% da capacidade hídrica da EDP entre 2007-2015.
No Brasil, a EDP procura igualmente potenciar oportunidades de crescimento na
capacidade hídrica
41
Activos Eólicos na Europa: NEO
João Paulo Costeira, NEO’s CEO
42
Capacidade Instalada na Europa: Crescimento esperado de 140%
entre 2007-15
Capacidade Eólica
Aumento da capacidade instalada por país *
(MW, 2007E acumulado)
(MW, 2007-2015)
Espanha
Aleman
ha
França
Reino
Unido
Portugal
Itália
Polónia
Grécia
Suécia
Turquia
Norueg
a
Irlanda
Bélgica
P. Baixos
Dinamar
ca
Áustria
R.
Europa
TOTAL
(MW)
13.414
22.422
2.430
2.562
2.416
2.623
303
820
738
185
330
955
283
1.734
3.145
984
714
56.057
19.225
11.039
10.480
10.020
6.075
6.010
2.780
2.310
2.254
1.930
1.800
1.100
920
910
673
160
3.466
+81.152
A NEO está presente em países que representam perto de 50% do crescimento
esperado na Europa entre 2007-2015
Fonte: Emerging Energy Research Wind Energy Country Forecasts 2007–2015 (Nov07)
* Incluindo 10,453 offshore
43
Regulação eólica: EDP está presente em geografias que
proporcionam remunerações atractivas
Espanha
Regulação “Antiga”:
1
74
98
85
Portugal
3
115
Polónia
114
115
175
Preço Energia + Certificados Verdes ou CAE
Preço Energia + ROC * ou CAE
130
Tarifas estáveis por 15 anos
82
82
73
85
Preço Energia + Certificados Verdes ou CAE
Preço Energia + Certificados Verdes ou CAE
180
130
73
175
114
4
Grécia
Tarifas estáveis por 15 anos
187
Itália
Reino Unido
Tarifas estáveis por 15 anos
74
82
84
Belgica
Alemanha
Baixo risco receita – Remuneração definida para a
vida útil do projecto
Potencial “upside” na opção de mercado com
“downside” limitado
88
73
95
2
França
Visibilidade Receitas Futuras:
76
69
Tarifa Fixa
Mercado
“Nova” Regulação:
Tarifas estáveis por 20 anos
85
Esquemas regulatórios asseguram uma remuneração estável e atractiva
1 Assumindo preço da pool de €60/MWh, valores extremos para proços da pool de €0 e €65
2 No regime regulatório anterior: Anos 6-15 tarifa depende da produção média nos primeiros 5 anos. Actualmente, anos 11-15 a tarifa depende da produção média nos primeiros 10 anos
3 Assumindo preço da pool de €50/MWh, mínimo valor CV €65/MWh máximo €125/MWh
4 Assumindo preço da pool de €56/MWh
* ROC – “Renewable Obligation Certificates”
44
Capacidade eólica: presença da EDP na Europa
1º MW em 1992 (Genesa)
Mar-02 - EDP detém participação na
Genesa
Dec-05 – compra da Nuon (274 MW
em operação; 1,186 MW em
pipeline)
Dec-06 – Compra da Agrupación
Eólica (155 MW em operação 585
MW em pipeline)
Dec-05 – NEO adquire 30 MW
em desenvolvimento
Dec-06 – Compra da
Agrupación Eólica (9 MW em
operação e 459 MW em
Pipeline)
24%
424 MW
20%
20%
20%
87 MW
4%
25%
2006 – 70% JV com
GreenWind (95 MW em
desenvolvimento)
1.639 MW
8%
25%
28%
Dec-07 – NEO adquire
Relax Wind Parks
(1,022 MW em
desenvolvimento na
Polónia)
26%
1993 – Constituição da Enernova;
Final 2003 com 65 MW em operação
1º MW em 1996 (Enernova) Out-06
- NEO ganha concurso 480 MW
licenças eólicas
27%
Capacidade (MW Brutos)
Quota de Mercado (MW Líquidos)
Factor de utilização (Média País)
Factor de utilização (Média Neo)
45
Mercado Europeu: NEO é o 3o “player” eólico na Europa
Ranking Europeu – Capacidade instalada
GW Líquidos (Fonte: Emerging Energy Research – Capacidade a 31-0ut-07)
Crescimento Out-07/Dez-06
5,0
Dez-06
6%
Out-07
15%
4,0
3,0
42%
1,0
23%
18%
27%
11%
0%
1%
Gas
Natural
22%
Essent
34%
RWE
14%
2,0
EDF EN
25%
Dong
Vattenfall
Enel
B&B
E.ON
IP
Neo
Energia
Iberdrola
Acciona &
Endesa
0,0
NEO apresenta uma das maiores taxas de crescimento entre os maiores players da
Europa
46
Fonte: Emerging Energy Research – Capacidade a 31-0ut-07)
Estrutura organizacional da NEO
Equipa de gestão experiente e de qualidade
Um total de 14 escritórios na Europa
Comissão Executiva
SERVIÇOS
TÉCNICOS
CENTRO
CORPORATIVO
Expansão Internacional
& Devenv. Negócio
Contratação de Equip./
Construcção / O&M /...
Recursos Humanos / ...
DESENVOLVIMENTO
PORTUGAL
FRANÇA &
BÉLGICA
ESPANHA
POLÓNIA
NEO – Evolução colaboradores em 2007
243
265
288
Neo Energia Offices
2006
1H07
2007
47
Neo é o #3 “player” em Espanha com localizações de qualidade
superior
Espanha: Ranking Capacidade Instalada
GW Líquidos 2007
5
Crescimento Anual
19%
2006
33%
4
2007
Quota de Mercado 2007 (%)
3
58%
2
47%
1
55%
2%
Acciona
&
Endesa
Neo
Energia
Eufer
Olivento
Gas
Natural
Quota de
Mercado 2007 (%)
Iberdrola
0
28%
26%
8%
4%
3%
3%
Factor de utilização médio de 27% nos 9M07 vs. 26% para o mercado: localizações
de qualidade superior
NEO registou a maior taxa de crescimento em 2007: 58%
48
Fonte: AEE – Jan-08 (Capacidade a 31-Dez-07)
Regulação eólica em Espanha: atractiva e estável após
aprovação de novo sistema regulatório em 2007
Duas Opções
Opção de mercado é preferível à tarifa fixa para preços da pool superiores
a €38/MWh
9 Parques eólicos que entraram em operação antes de 31-Dez-07:
Preço da pool + ~€38/MWh
Mercado
Sem max. ou min. até Dez-2012: não afectados pelos “windfall profits claw back”
até lá, capturando beneficio de subida nos preços da energia
Possibilidade de escolha entre esta opção e RD 661/2007 (Nova Regulação)
9 Parques eólicos que entraram em operação após 31-Dez-07 (RD 661/2007):
Preço da pool + €30,3/MWh
Max.: €87,8/MWh; Min.: €73,7/MWh
Premio, Max. e Min. actualizados ao IPC-X (Factor X: 0,25% até 2012 e 0,50%
após 2012) por um período de 20 anos
9 Parques eólicos que entraram em operação antes de 31-Dez-07:
Tarifa Fixa
~€70/MWh para 2008
Possibilidade de escolha entre esta opção e RD 661/2007 (Nova Regulação)
9 Parques eólicos que entraram em operação após 31-Dez-07 (RD 661/2007):
~€76/MWh para 2008 actualizados ao IPC-X (Factor X: 0,25% até 2012 e 0,50%
após 2012) por um período de 20 anos
Fonte: RD 436/2004; RD 661/2007.
49
Crescimento em Espanha proporcionado por pipeline em
desenvolvimento
Perspectivas de crescimento atractivo em Espanha:
Target do Governo 2016: 29,000 MW
Previsão UNESA 2020: 36,250 MW
Outras oportunidades potenciais de
crescimento :
Previsão para concessão de licenças para
capacidade eólica por parte dos Governos
regionais – MW eólico
Atribuição de capacidade por parte dos
governos regionais :
Galícia:
+ 2,300 MW
Pais Basco:
+ 148 MW
• NEO espera receber ~900 MW (não
incluídos nos números de pipeline da NEO)
Aragón:
+ 1,500 MW
Potencial futuro de repotenciação:
ƒ Mercado espanhol com potencial de 20%
Canárias:
+ 440 MW
ƒ Primeiro benefício adicional de 2,000 MW
Castilha La Mancha:
+ 2,500 MW
proveniente de um prémio de €7/MWh na
tarifa
ƒ NEO detém participação de 16% no primeiro
projecto de repotenciação a desenvolver em
Espanha (Pesur)
Andalucía:
+ 500 MW
50
NEO é o player #2 em Portugal e continua a crescer
Portugal: Ranking de Capacidade Instalada
MW Líquidos (Fonte: Emerging Energy – Capacidade
em Nov-07)
Nov-07 Quota de Mercado (%)
600
Crescimento Nov-07/Dez-06 (%)
7%
Dez-06
23%
2007 mercado Português: 2,170 MW
2012 target governamental: 5,700 MW
Nov-07
26%
400
98%
-
200
14%
10%
Endesa
18%
Suez
NEO
23%
Generg
B&Brown
0
Crescimento do pipeline em Portugal
liderado por concursos de capacidade
recentes:
1,200 MW ao consórcio EDP (NEO@40%)
6%
400 MW ao Ventinvest (Galp/Martifer)
Crescimento da NEO em Portugal suportado pela patricipação no Consórcio Eólicas de Portugal
(participação 40%)
Fonte: Emerging Energy (Capacidade em 7 de Dez) & EDP
51
Regulação Eólica em Portugal: sistema regulatório estável e
atractivo aprovado em 2005
Tarifas atractivas: não indexadas ao mercado
Parques Eólicos licenciados
até Fev-06
:
Tarifas 2008: €85-95/MWh*
Aplica-se a: Capacidade total da NEO 2007e
150MW de pipeline;
Garantido para 15 anos (actualizado à inflação)
Parques Eólicos licenciados depois Fev-06
Tarifas 2008: €73-74/MWh
Garantido para 33GWh com um limite de 15 anos
Aplica-se: participação de 480 MW no consórcio
Eólicas de Portugal
(actualizado à inflação)
Estabilidade de retorno de longo-prazo: Tarifas definidas para os próximos 15 anos,
actualizado à inflação
* Tarifa real por MWh inversamente correlacionadas com factror de utilização por cada PE Diminuição dos prémios de retorno para parques eólicos com factores de utilização mais elevados
52
Participação de 40% no consórcio Eólicas de Portugal
Entrada em operação de MW atribuídos à EDP
183
153
82
39
22
2009
2010
2011
2012
2013
Fundamentais:
Contabilização:
ƒ Project finance project: Rácio D/E 80%/20%
ƒ Consolidação pelo método de equivalência
ƒ Tubinas totalmente contratadas com a Enercon:
Primeira turbina a ser entregue em 2009
ƒ Capex médio por MW: €1,225m/MW
patrimonial NEO até Dez-12 (data apontada para
funcionamento total dos 1200 MW )
ƒ Consolidação integral dos 480 MW atribuíveis da
NEO para Jan-13 em diante.
Uma experiência de sucesso com oferta competitiva que pode ser usada noutros mercados
53
França: 10,000 MW de potencial de crescimento em 2007-2015
França: Ranking de Capacidade Instalada
França – Crescimento esperado da capacidade
instalada eólica *
(MW líquidos) - (Fonte: Emerging Energy – Capacidade em Nov-07)
(MW)
120
12.910
100
#6
80
5.710
60
40
1.480
20
2.430
NEO
B&Brown
MAÏA Eolis
EOLE RES
La
Compagnie
du Vent
La
Française
d´Éoliennes
0
2006
Estrutura de mercado muito fragmentada
2007 E
2010 E
2015 E
Potencial de crescimento atractivo
ƒ França pressionada para atingir o seu objectivo de
13,500 MW em 2010(inclui 1,000 MW offshore)
ƒ 6 maiores players em França entre 75-100MW
ƒ Vários promotores com falta de tamanho crítico
ƒ NEO tem um pipeline total de 468 MW em
França
ƒ Consolidação provável no curto prazoFurther
Presença da NEO na Bélgica:
Gerida de forma integrada com as operações em
França
57 MWs a entrarem em funcionamento na Bélgica em
2008
Fonte: Emerging Energy Nov-07 e Emerging Energy Research Wind Energy Country Forecasts 2007–2015 (Nov07)
* Inclui Offshore
54
Regulação Eólica em França/Bélgica:
França: Tarifas atractivas em linha com Portugal: garantido a 15 anos
Parques Eólicos contratados
até Jul06
:
Tarifa 2008: €84/MWh
Aplica-se a : 9 MWs de capacidade instalada da
NEO
Garantida para 15 anos (1) (2)
Parques Eólicos contratados depois Jul06
Tarifa 2008: €82/MWh
Aplica-se a: capacidade de pipeline restante da
NEO
Garantida para 15 anos (1) (3)
Bélgica: Opções de Contratação de Energia
1
3
(actualizada ao factor X ≃ inflação)
(actualizada ao factor X ≃ inflação)
ƒ PPA com distribuidores (5-10 anos)
ƒ Mercado electricidade + Certificados verdes (4)
Visibilidade de tarifas para 15 anos, mas ajustado para factores produtivos
2
Para novos projectos a taxa diminui para 3,3% p.a. em termos reais
Para novos projectos a taxa diminui para 2,9% p.a. em termos reais
4
O valor mínimo para os Certificados Verdes em Wallonia é €65/MWh e na Flandres €80/MWh
55
Polónia: Maior mercado eólico da Europa de Leste
Polónia – Capacidade Instalada Eólica* (MW)
Pipeline NEO na Polónnia
• 13 projectos com 1.022MW
em diferentes estados de
desenvolvimento;
• 120 MW prontos a construir:
início de funcionamento
esperado para 4T09;
• Presença na Polónia pode ser
usada como plataforma de
expansão para mercados
vizinhos do leste europeu
3.083
1.033
153
303
2006
2007 E
2010 E
2015 E
Ideal
Fraco
Regulação Eólica na Polónia - Energy Contracting Options: (1) Energy Market + Green Certificate (2) PPA
• Certificados verdes têm um tecto de PLN 242.4/MWh (€64/MWh)
• Preço de PPA mínimo garantido antes de certificados verdes: PLN 119.7/MWh (€ 31/MWh)
Grosso da nova capacidade a ser contratado em PPAs
Fonte: Emerging Energy Nov-07 e Emerging Energy Research Wind Energy Country Forecasts 2007–2015 (Nov07)
56
* Inclui Offshore
NEO: track-record no cumprimento de pipeline
Península Ibérica – Ranking MW construídos 2006
0
200
400
Península Ibérica – Ranking MW construídos 2007
600
0
Neo
Acciona &
Endesa
Iberdrola
Iberdrola
Acciona
NEO
Enerfin
EUFER
Gas Natural
Olivento
200
400
600
800
1000
NEO foi a #1 em capacidade eólica construída em 2006 e #3 em 2007
Fonte: AEE, Emerging Energy e EDP
57
Crescimento orgânico e aquisição de pipeline representam
78% da capacidade incremental da NEO nos últimos 5 anos
“Track Record” e execução excelente – Capacidade Incremental EDP
MW Brutos
205 MW
123 MW
202 MW
421 MW
617 MW
582 MW
23%
31%
38%
49%
13%
100%
100%
2,150 MW
100%
37%
60%
64%
25%
29%
22%
9%
<2002
Greenfield
2003
2004
2005
Aquisição de pipeline MW 1
2006
2007
TOTAL
Aquisição de MWs em Operação ou em construção
Aumento significativo da capacidade incremental anual entre 2003 e 2007 na Europa
78% do aumento da capacidade instalada da EDP vem de crescimento orgânico e
aquisição de pipeline em desenvolvimento
58
1 MW que ainda não está em operação ou em construção no momento da aquisição. Estes MWs são desenvolvidos até ao inicío da operação pela NEO Energia
NEO alcançou com sucesso os seus objectivos de capacidade
eólica para 2006 e 2007
2006
2007
MW Brutos
MW Brutos
+65%
1.568
1,568
Agrupación
Eólica
(155 MW)
+37%
2.150
1.568
1.452
2.200
952
2005
2006 Target
(Jul-06)
2006 YE
2006
2007 Target
2007 YE
Fiabilidade no cumprimento dos objectivos anunciados – Objectivos atingidos com sucesso
59
Elevado nível de necessidades de turbinas já contratadas
para 2008 e 2009
Necessidades Turbinas vs.
contratadas 2008-10
Portfolio Turbinas da NEO
(%)
(%)
2007
10%
2010 E
6%
16%
10%
3%
8%
6%
100%
90%
40%
2008
2009
2010
6%
11%
6%
26%
31%
25%
36%
Gamesa
Vestas
GE
Enercon
Siemens
Outros
Ecotecnia
Por contratar
Needs
Contracted
Portfolio de turbinas diversificado permite um baixo risco, utilização de várias
tecnologias e aumento do poder negocial
60
Pipeline eólico da NEO na Europa é de cerca de 4,000 MW
PIPELINE EÓLICO
2007 E
TOTAL
(MW Bruto)
Certo 1
Provável 2
Potencial 3
Eólico
2.150
4.060
2.067
572
1.421
Espanha
1.639
1.797
1.107
0
690
Portugal
424
678
661
17
0
França
87
468
122
88
259
Polónia
0
1.022
120
430
472
Bélgica
0
95
57
38
0
Peso (%)
-
100%
51%
14%
35%
Não inclui 900 MW
que se espera que
sejam atribuídos nos
concursos regionais
em Espanha
51% do actual pipeline europeu da NEO tem forte probabilidade de sucesso
Nota: O pipeline da NEO não inclui ~900MW relacionados com os concursos em Espanha
1 Pipeline com 90%-100% de probabilidade de sucesso (inclui MWs em construção);
2 Pipeline com ~50% de provabilidade de sucesso
3 Pipeline com ~20% probabilidade de sucesso
61
NEO espera que 2,000 MW de capacidade eólica bruta entre em
operação no período 2008-2010
Decomposição Capacidade
Decomposição Capacidade
Eólica 2010E
Capacidade de Produção Eólica
GW Brutos e Líquidos
MW Brutos
GW Brutos
GW Líquidos
2,7 x
Espanha
3,3 x
Portugal
4,2
3,6
3,0
62%
3,6
25%
3,0
2,5
2,2
1,7
1,6
Polónia
1,1
5%
2%
Bélgica
2006
2007
2008
2009
6%
França
2010
Entre 2011-2013, NEO espera construir uma média de 600 MW por ano
Capex / MW deverá estar no intervalo entre €1,2m e €1,4m na Peninsula Ibérica
62
NEO: Conclusões
NEO
1
Mercados NEO representam 50% do crescimento na Europa em
2007-15
2
Presente em mercados com regulações estáveis e atractivas
3
Forte track-record de cumprimento de pipeline
4
Grande nivel de necessidades de turbinas coberta
5
Esperado atingir 4,200 MWs instalados em 2010
Prioridades estratégicas do
grupo EDP
Risco Eficiênci Crescime
Controla
a
nto
do
Superior Orientado
63