introdução - Repositorio-aberto.up.pt · Web viewportuguesa que possui tanto centrais que utilizam combustíveis fósseis como centrais que utilizam energias renováveis. A empresa

A Competitividade das Empresas do Sector Elétrico no contexto da Regulação Ambiental: O Caso da EDP

por

Ricardo Jorge Pereira Monteiro

Dissertação de Mestrado em Economia e Administração de Empresas

Orientadora: Professora Doutora Hortênsia Gouveia Barandas

Setembro de 2013

Mestrado em Economia e Administração de Empresas

Agradecimentos

O meu sincero agradecimento à Professora Doutora Cristina Chaves e ao Professor

Doutor Mota de Castro cujo contributos foram essenciais para a compreensão teórica do

problema.

Aos meus colegas de trabalho pela abertura e disponibilidade demonstrada em partilhar

todo o conhecimento profundo que têm da empresa e do negócio.

Aos meus amigos e à minha familia que me apoiaram neste desafio.

Aos meus colegas de Mestrado que foram essenciais na conclusão da parte escolar e a

todos aqueles que, directa ou indirectamente, contribuíram para a realização deste

trabalho.

À Professora Doutora Hortênsia Barandas por toda a ajuda e disponibilidade

inestimáveis sem as quais a conclusão deste trabalho não seria possível. Obrigado.

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Resumo

Actualmente, a regulação ambiental é inevitável e o seu impacto é determinante no

sector energético. O facto de existirem instrumentos de mercado cuja função é eliminar

ou limitar as emissões de gases com efeito de estufa, influencia significativamente a

competitividade das empresas do sector energético que utilizam combustíveis fósseis e

por consequência são grande emissoras de CO2.

O objectivo desta dissertação é perceber de que forma a regulação ambiental pode

influenciar a competitividade das empresas. Para tal, estudou-se o caso da EDP, uma

utility portuguesa que possui tanto centrais que utilizam combustíveis fósseis como

centrais que utilizam energias renováveis. A empresa deixou de ser ibérica para ocupar

um lugar de referência entre os maiores produtores mundiais de energia eólica a nível

mundial, a Iberdrola e a NextEra. O estudo utiliza uma metodologia qualitativa através

de um estudo de caso, para compreender de que forma os instrumentos utilizados pela

regulação ambiental influenciam a sua gestão e em consequência a sua competitividade.

Os resultados mostram que a regulação ambiental permitiu viabilizar o

investimento da EDP nas energias renováveis, por um lado através dos incentivos

económicos governamentais, que permitiram investir numa tecnologia até então pouco

rentável, e por outro lado através das licenças de emissão de GEE atribuídas

gratuitamente. O forte investimento na diversificação do seu mix energético deu frutos

pois com esta mudança conseguiu reduzir custos e aumentar receitas, aumentanto assim

a competitividade da empresa que passou a ser a terceira maior produtora de energia

eólica a nível mundial.

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Abstract

Currently, environmental regulation is inevitable and its impact is crucial in the

energy sector. The existence of market instruments whose function is to eliminate or

limit the emissions of greenhouse gases, significantly influences the competitiveness of

energy companies that use fossil fuels and therefore are large emitters of CO2.

The purpose of this dissertation is to understand how environmental regulation can

influence the competitiveness of companies. To this end, we studied the case of EDP,

one Portuguese utility that has both plants that use fossil fuels and plants that use

renewable energy. The company no longer just Iberian but occupies a place of reference

among the largest producers of wind energy worldwide, Iberdrola and NextEra. The

study uses a qualitative methodology through a case study to understand how the

instruments used for regulating environmental influence their management and

consequently their competitiveness.

The results show that environmental regulation facilitated EDP investments in

renewable energy, on one hand through governmental economic incentives, investing in

technology that until then was unprofitable, and secondly through the GHG emission

allowances allocated free of charge. The strong investment in diversifying their energy

mix bore fruit because with this change the company could reduce their costs and

increase their revenues, increasing the competitiveness of the company that became the

third largest producer of wind power worldwide.

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Índice

Capitulo 1. Introdução..................................................................................................12Capitulo 2. Alterações Climáticas................................................................................15

2.1 Introdução.....................................................................................................152.2 Impactos ambientais do sector eléctrico.......................................................152.3 Externalidades ambientais do sector eléctrico..............................................192.4 Síntese...........................................................................................................27

Capitulo 3. Regulação ambiental.................................................................................293.1 Introdução.........................................................................................................293.2 Instrumentos de política ambiental...................................................................303.3 O Protocolo de Quioto......................................................................................363.4 A perspectiva nacional......................................................................................53

Capitulo 4. Competitividade das empresas..................................................................554.1 Introdução.........................................................................................................554.2 A análise da competitividade das empresas......................................................564.3 Regulação ambiental, inovação e competitividade...........................................674.4 Redução dos Custos e Aumento das Receitas..................................................70

Capitulo 5. Metodologia...............................................................................................72Capitulo 6. Estudo de Caso..........................................................................................74

6.1 Análise dos Custos............................................................................................816.1.1 Custos associados à utilização de combustíveis fósseis...................................826.1.2 Redução dos custos pelo aumento da eficiência...............................................87

6.2 Análise das Receitas.........................................................................................916.2.1 Aumento das receitas através da geração de créditos.......................................936.2.2 Custos “pass through”......................................................................................996.2.3 Preços “premium”...........................................................................................102

6.3 Risco Controlado............................................................................................1056.4 Inovação..........................................................................................................1086.5 Concorrência...................................................................................................1146.6 Resultado da análise do Estudo de Caso.........................................................122

Capitulo 7. Conclusões...............................................................................................123Referências bibliograficas.........................................................................................126Anexo 1 – Guiões de entrevistas operacionais..........................................................138Anexo 2 - Guião de entrevistas estratégicas..............................................................142

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Anexo 3 - Gases com Efeito de Estufa (GEE)..........................................................143Anexo 4 – Países pertencentes ao Anexo I................................................................144Anexo 5 – Instalações eléctricas da EDP na Península Ibérica.................................145Anexo 6 – Projectos MDL da EDP...........................................................................146

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Lista de Figuras

Figura 2-1 Preço Carvão (€/ton) Vs. Preço Licenças de Emissão (€/ton).......................22

Figura 3-1Nº de pedidos de validações de projectos MDL.............................................41

Figura 3-2 Número de projectos MDL por zona.............................................................42

Figura 3-3 Top 10 Número de projectos MDL por país..................................................42

Figura 3-4 TOP 5: Reduções médias anuais de emissões por país..................................42

Figura 3-5 TOP 5: Número de projectos registados por actividade................................43

Figura 3-6 Ciclo de um Projecto MDL............................................................................44

Figura 3-7 Emissões anuais de ERUs [milhões].............................................................47

Figura 3-8 Países anfitriões de projectos "Track 1"........................................................48

Figura 3-9 Países anfitriões de projectos "Track 2"........................................................49

Figura 3-10 Evolução do Mercado do Carbono [$ mil milhões].....................................52

Figura 3-11 Evolução do mercado do carbono [$ mil milhões]......................................52

Figura 3-12Importação de Energia Vs. Produção Renovável [GWh].............................54

Figura 4-1 Modelos Teóricos da Competitividade..........................................................56

Figura 4-2 Modelo das 5 forças competitivas.................................................................58

Figura 4-3 Os Pilares da Vantagem Competitiva............................................................67

Figura 4-4 Hipótese de Porter..........................................................................................68

Figura 4-5 Regulação Ambiental, Beneficios Ambientais e Aumento do Lucro da

Empresa...........................................................................................................................71

Figura 6-1Organigrama Grupo EDP...............................................................................74

Figura 6-2 Emissões de CO2 [tCO2/MWh] do Grupo EDP e Objectivos de Redução....75

Figura 6-3TOP 5 Produtores Mundiais de Energia Eólica [TWh]..................................76

Figura 6-4 Peso da EDPR no Grupo EDP (MW)............................................................78

Figura 6-5 EDPR: Capacidade instalada e Investimento Operacional............................80

Figura 6-6 Custos de produção (€/MWh) da EDP e EDPR............................................81

Figura 6.1.1-1 EDP: Consumo de Energia e Emissões de CO2e evitadas........................83

Figura 6.1.1-2 Grupo EDP: Emissões Atribuídas e Reais [MtCO2]................................84

Figura 6.1.1-3 Produção e Fator de Utilização da EDPR................................................86

Figura 6.1.1-4 Emissões de CO2e evitadas pela utilização de energias renováveis [kt]. .87

Figura 6.1.2-1 Fator de Utilização...................................................................................88

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Figura 6.1.2-2 Poupanças em GWh e M€.......................................................................89

Figura 6.1.2-3 EBITDA [€ Milhões]...............................................................................91

Figura 6.1.2-4 EDPR - Custos operacionais e Preços de venda de energia....................92

Figura 6.1.2-5 EDPR: Evolução Anual das Receitas [€ Milhões]..................................92

Figura 6.1.2-6EDPR:Evolução Anual das Receitas/Capacidade Instalada [€M/GW]....93

Figura 6.2.1-1 Histórico dos preços de CO2e [€/t] para o período 2008-2012.................96

Figura 6.2.2-1 Portugal: Peso relativo do ML [%]........................................................101

Figura 6.2.3-1 EDPR: Capacidade Instalada por Perfil de Risco [%]...........................106

Figura 6.2.3-2 Gastos em I&D (M€).............................................................................109

Figura 6.2.3-4 Produção (GWh) EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra Energy

Resources.......................................................................................................................114

Figura 6.2.3-5 NEER - Potência instalada (MW)..........................................................117

Figura 6.2.3-6 FPL - Potência instalada (MW).............................................................117

Figura 6.2.3-7 NEER Vs. FPL......................................................................................118

Figura 6.2.3-8 Custos de produção (€/MWh) - EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra

Energy Resources..........................................................................................................120

Figura 6.2.3-9 EBITDA (M€) da EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra Energy

Resources.......................................................................................................................121

Figura 6.2.3-10 EBITDA/MWh (M€) da EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra

Energy Resources..........................................................................................................121

Figura 8-1 Regulação Ambiental e Competitividade....................................................122

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Lista de Tabelas

Tabela 2-1 Soluções para a diminuição das externalidades negativas segundo Pigou e

Coase...............................................................................................................................21

Tabela 2-2 Custos adicionais das emissões de CO2 por tecnologia................................22

Tabela 2-3 Custo da electricidade de uma central termoeléctrica [€/MWh]...................26

Tabela 3-1 Instrumentos de política ambiental...............................................................35

Tabela 4-1 Mecanismos de Isolamento...........................................................................65

Tabela 6.1.1-1 Portugal: Índices IPH e IE.......................................................................85

Tabela 6.2.1-1 Grupo EDP: Aquisições e Alienações de Licenças de Emissão de CO2.97

Tabela 6.2.1-2 Grupo EDP: Carteira de Licenças de Emissão de CO2e..........................97

Tabela 6.2.1-3 Grupo EDP: Carteira de Licenças de Emissão de CO2 para Negociação98

Tabela 6.2.2-1 Europa: Previsões de Windfall Profits..................................................102

Tabela 6.2.3-1 EDPR: Esquemas de Remuneração.......................................................103

Tabela 6.2.3-2 EDPR: Perfil de Risco do Portfólio.......................................................107

Tabela 6.2.3-3 Iberdola - Licenças de Emissão 2012....................................................115

Figura 8-2 Projetos Mecanismo de Desenvolvimento Limpo.......................................146

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Lista de Siglas e Abreviaturas

CAC – Command and Control

CDM – Clean Development Mechanism

CEC - Comando e Controlo

CELE - Comércio Europeu de Licenças de Emissão

CO2 – Dióxido de Carbono

CO2e – Dióxido de Carbono equivalente

CQNUAC - Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre as Alterações Climáticas

EDP - Energias de Portugal, S.A.

EDPR – EDP Renováveis

EU ETS - European Union Emissions Trading Scheme

E.U.A – Estados Unidos da América

EUA - European Union Allowance

ETS - Emissions Trading Scheme

GEE – Gases com Efeito de Estufa

GWP - Potencial de Aquecimento Global

IC - Implementação Conjunta

IM – Instrumentos de Mercado

IPCC - Painel Intergovernamental sobre as Alterações Climáticas

JI – Joint Implementation

JISC – Joint Implementation Supervisory Committee

MDL - Mecanismo de Desenvolvimento Limpo

NAP – National Allocation Plan

O&M - Operação & Manutenção

OCDE - Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Económico

PNAC - Programas Nacionais para as Alterações Climáticas

PNADE - Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión de Gases de Efecto

Invernadero

PNALE - Programa Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão

PQ - Protocolo de Quioto

QA - Quantidades Atribuídas

RBV - Resource-based View

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SCP - Estrutura-Comportamento-Desempenho

UE – União Europeia

UNFCCC - United Nations Framework Convention on Climate Change

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Capitulo 1. Introdução

Existe um crescente interesse na discussão da regulação das emissões de gases com

efeito de estufa1 (GEE), nos mecanismos que permitem a sua regulação e os efeitos

desta na competitividade das empresas (Braun, 2009; Comissão Europeia, 2010;

Moldan et al, 2011; Testa et al, 2011; Aaheim et al, 2012; Ribeiro et al, 2013). O sector

energético, torna-se um objecto de estudo devido ao facto de ser o sector da economia

que mais contribui para a libertação de GEE para a atmosfera com dois terços das

emissões e atingiu um máximo histórico em 2012 com um aumento de 1,4%

relativamente a 2011 (Internacional Energy Agency, 2013).

O sector energético gera externalidades ambientais negativas, isto é, efeitos

colaterais não intencionais de produção ou consumo que afectam negativamente

terceiros devido a falhas de mercado (Turner et al, 1993), em que no caso do sector

eléctrico as externalidades mais significativas são as emissões de GEE. Neste contexto é

essencial o contributo da economia para permitir que os mercados funcionem de uma

forma competitiva e através da aplicação de instrumentos de política ambiental é

possível encontrar soluções que reduzam as externalidades através da internalização e

alocação dos custos e dos benefícios gerados (Antunes et al, 2002).

Assim, levanta-se uma questão essencial que é saber como é que a regulação

ambiental aplicada ao sectror eléctrico pode influenciar a competitividade das empresas.

Na literatura identificamos duas abordagens teóricas que estão na base da relação entre

a regulação ambiental e a competitividade: uma visão mais tradicional, a neoclássica,

que “enfatiza o maximizar do bem-estar humano e o uso de incentivos económicos para

modificar o comportamento humano destrutivo (Tietenberg e Lewis, 2012, p. 7)”, isto é,

argumenta que o objectivo da regulação ambiental é corrigir as externalidades negativas

e, as empresas ao internalizarem os custos e corrigirem assim as falhas de mercado,

estão a ser sobrecarregadas com custos adicionais e consequentemente a perder

eficiência e competitividade (Gollop e Roberts, 1983; Ederington e Minier, 2003). Uma

segunda teoria (Porter e van der Linde, 1995a e Sinclair-Desgagné, 1999) defende que

uma regulação ambiental correctamente delineada pode conduzir a processos de

1 Anexo 3 – Lista de Gases com Efeito de Estufa (GEE)

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produção mais eficientes, a uma redução dos custos e a uma melhoria da produtividade,

tornando-se assim a regulação numa potencial fonte de vantagem competitiva. Através

do que ficou conhecido como a Hipótese de Porter, Porter e van der Linde (1995a)

defendem que o cumprimento da regulação ambiental pode criar uma solução win-win

através do surgimento de novos produtos, e que estas inovações podem compensar total

ou parcialmente os custos de cumprimento, que é possível estimular a inovação através

da regulação ambiental.

Na dissertação, a competitividade das empresas (Porter, 1985; Prahalad e Hamel,

1990; Barney, 1991; Peteraf, 1993; Teece et al, 1997) será abordada à luz de dois

modelos teóricos: será feita uma análise da envolvente externa da empresa através do

Modelo das 5 forças competitivas (Porter, 1979, 1980 e 1991) e uma análise interna

através da Teoria Resource based view (RBV) (Wernerfelt, 1984; Barney, 1991 e 2001;

Grant, 1991; Rumelt, 1991; Peteraf, 1993). A análise externa, mais estática e

direccionada para o equilíbrio de mercado, estudará a perspectiva da estrutura da

indústria2 onde irá competir e quais os factores mais importantes para competir. Por

outro lado, a análise interna, mais direccionada para a dinâmica do mercado, não tem

como base a estrutura da indústria mas sim as operações e decisões de uma empresa,

destaca como uma empresa deve competir e fenómenos como a inovação e o

desequilíbrio. Segundo a RBV a competitividade das empresas depende de activos

intangíveis como o know-how, a reputação da empresa e a sua cultura corporativa.

Sendo o fornecimento de energia eléctrica fundamental e incontornável no

desenvolvimento de qualquer economia, seja ela desenvolvida ou em desenvolvimento

(Bhattacharyya, 2009, p. 2411), a regulação ambiental neste sector assume uma

importância determinante no seu desenvolvimento e consequentemente na

competitividade das empresas. Assim, o facto da sustentabilidade ambiental ser

actualmente um dos assuntos mais debatido a nível internacional e o facto da produção

de electricidade através da queima de combustíveis fósseis assumir uma

responsabilidade considerável na emissão de poluentes atmosféricos, faz com que se

2 Indústria: “group of firms producing products that are close substitutes for each other (Porter, 1980, p.5)”.

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torne relevante analisar a influência da regulação ambiental na competitividade da

utility3 portuguesa EDP – Energias de Portugal, S.A..

Pretendemos com esta dissertação estudar a influência da regulação ambiental na

competitividade das empresas do sector eléctrico e para isso escolhemos o Grupo EDP

como nosso objecto de estudo. O Grupo EDP tem a particularidade de possuir fontes de

produção de energia tanto convencionais como renováveis. Este problema será

enquadrado no âmbito da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Alterações

Climáticas (CQNUAC) ou United Nations Framework Convention on Climate Change

(UNFCCC) e mais particularmente no Protocolo de Quioto (PQ) (UNFCCC, 1998), um

acordo internacional elaborado pela CQNUAC com objectivos quantificados e

juridicamente vinculativos, que constituem o único enquadramento internacional de

combate às alterações climáticas.

Este trabalho será desenvolvido segundo uma metodologia qualitativa de um

Estudo de Caso (Yin, 1994). Este método de investigação vai ter uma natureza

explanatória (Yin, 1994, p. 5), centrar-se no estudo da EDP e dentro do contexto da

regulação ambiental.

A dissertação é constituída por 7 capítulos: no capitulo1 enquadra-se a dissertação

através de uma sucinta introdução, apresentam-se as motivações para o trabalho assim

como o seu objectivo e as teorias e metodologia a utilizar. No capítulo 2 apresenta-se os

impactos ambientais do sector eléctrico e a sua repercusão no custo da electricidade. No

capítulo 3 descreve-se os vários intrumentos de política ambiental utilizados para limitar

as emissões de GEE. No capítulo 4 analisa-se a problemática da competitividade das

empresas no contexto da regulação ambiental e no sector da electricidade. No capitulo 5

apresenta-se a metodologia e no capítulo 6 analisa-se o estudo de caso da EDP, com

base nas entrevistas realizadas (Anexo 1 e Anexo 2) e nos dados recolhidos. O capítulo

7 encerra a dissertação com a apresentação das conclusões resultantes do trabalho

desenvolvido, para uma melhor compreensão da influência que a regulação ambiental

tem na competitividade de uma empresa como a EDP.

3 Utilities são empresas dos sectores da produção, transporte, distribuição e comercialização de energia (electricidade e gás) e água.

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Capitulo 2. Alterações Climáticas

2.1 Introdução

Segundo o Painel Intergovernamental sobre as Alterações Climáticas ou

Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) (1996, p.59), as alterações

climáticas são a consequência da intervenção humana no meio natural. Desde a

revolução industrial a actividade do homem aumentou em cerca de 25% a quantidade de

GEE presente na atmosfera, sendo a combustão de combustíveis fósseis (carvão,

petróleo e gás natural) e a destruição das florestas, os principais suspeitos por este

aumento.

O sector energético em geral e o sector eléctrico em particular, é constituído por

actividades que geram importantes impactos ambientais e que devido à importância do

sector na economia, são prioritários nas políticas ambientais. Estes impactos ambientais

prejudiciais são considerados externalidades negativas.

2.2 Impactos ambientais do sector eléctrico

Embora haja um crescente interesse na aposta das energias renováveis, os

combustiveis fósseis vão continuar a ter um papel importante no mix energético

(Hammons, 2005), constituindo a base do diagrama de carga do sistema4 para as

grandes economias industrializadas. Devido à imprevisibilidade dos recursos renováveis

é necessário a utilização dos recursos fósseis para garantir o fornecimento de energia

eléctrica uma vez que para Röpke (2013), as alterações necessárias à rede elécrica para

aumentar a estabilidade e segurança do fornecimento de energia renovável ao nível das

energias fósseis, os custos ultrapassam em muito o bem-estar social alcançado com

estas mudanças. Ainda para o mesmo autor, para reduzir as emissões de CO2 a nível

nacional é necessário utilizar um conjunto diversificado de instrumentos5.

4 Diagrama de carga do sistema: diagrama de carga verificado na rede nacional de transporte que corresponde ao somatório dos valores de potência referidos para o diagrama de carga de referência (Despacho n.º 4591-A/2007). 5 Um instrumento é o meio utilizado pela autoridade ambiental para promover a implementação das medidas por parte dos agentes ou para alterar os seus comportamentos através, por exemplo, de uma

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Os impactos ambientais no sector eléctrico estão associados às suas principais

actividades: a produção, o transporte e a distribuição de electricidade. Para Antunes et al

(2000), ao nível da produção, tanto a eficiência como os impactos ambientais

produzidos dependem directamente do tipo de combustível6, nomeadamente da

quantidade de impurezas que resulta da sua queima e da tecnologia utilizada.

A combustão de combustíveis fósseis realizada em centrais termoeléctricas tem

impacto não só ao nível ambiental através da emissão de GEE e da produção de

resíduos sólidos, como também ao nível da saúde pública. Quanto às actividades de

transporte e distribuição, os maiores impactos são causados pela distribuição devido à

grande dimensão e extensão das linhas de transporte e à desmatação necessária para a

sua construção. Já os impactos causados pela distribuição são menos significativos uma

vez que engloba infra-estruturas menores, nomeadamente as subestações e os postos de

transformação necessários para a transformação do nível de tensão.

No caso da produção de electricidade através de fontes de energia renovável

(aproveitamento hídroeléctrico, eólica, solar térmica e fotovoltaica), embora o

combustível utilizado, a água, o vento e o sol, respectivamente, não provoque emissões

de GEE, é necessário considerar os impactos ambientais provocados pela construção

destas centrais. No caso dos aproveitamentos hidroeléctricos7, através de centrais

hidricas e mini-hidricas, com a sua construção surgem importantes impactos ambientais,

menos significativos no caso das mini-hidricas, nomeadamente a perda de

biodiversidade, o impacto visual, o ruído das obras e as inundações de terrenos

adjacentes que podem afectar a agricultura ou infra-estruturas locais (Antunes et al,

2000). Segundo Bergkamp et al (2000, p. 13) devido à existência de variados tipos de

aproveitamentos hidroeléctricos, sistemas de operação e contextos não é facil

generalizar quanto aos impactos ambientais contudo, ainda segundo o mesmo autor, os

impactos ambientais das grandes barragens8 existem sempre e são “profundos,

norma ou taxa de emissão ou acordos voluntários (Antunes et al, 2002, p. 31).6 Galetovic (2013, p. 4) calcula o custo dos danos ambientais provocados pela emissão de poluentes devido à queima de carvão em $17.8/MW, sendo que quase 3/4 deste valor refere-se às emissões de CO2.7 Existem dois tipos de aproveitamentos hidroeléctricos de acordo com a existência de capacidade de armazenamento de água: as albufeiras que têm essa capacidade e os aproveitamentos de fio de água, sem essa capacidade ou com uma capacidade muito reduzida (Antunes et al, 200, p. 40).8 Grande barragem: possui uma altura de 15 metros ou mais acima da fundação ou entre 5 e 15 metros de altura com um reservatório de volume de mais de três milhões de metros cúbicos (Comissão Internacional de Grandes Barragens).

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complexos, variados, múltiplos e essencialmente negativos (Bergkamp et al, 2000, p.

177)”. Quanto às emissões de GEE, estas são mais relevantes nos primeiros anos de

operação da central e acontecem essencialmente devido a degradação da matéria

orgânica acumulada no fundo da albufeira (Antunes et al, 2000, p. 44).

Na energia solar, térmica ou fotovoltaica, os principais impactos ambientais durante

a operação surgem ao nível das grandes áreas que ocupam quando comparadas com a

sua produção, 1.8-2.9 GWh/m2/ano (Fthenakis, 2009). Esta tecnologia está associada à

emissão de GEE não durante o processo de operação já que não há libertação de GEE,

mas sim durante o processo produtivo dos paineis solares e das células fotovoltaicas. No

caso dos paineis solares poderá ou não, dependendo do tipo de terreno, ser necessário a

desflorestação9 para a construção da central solar, diminuindo assim a taxa natural de

sequestração de carbono do terreno (Turney, 2011, pp. 3266-3267) e tendo o

consequente impacto visual e diminuição do terreno de cultivo (Tsoutsos et al, 2005).

No caso das células fotovoltaicas, os impactos ambientais estão associados ao processo

produtivo que consome muita energia e os materiais utilizados que são tóxicos,

inflamáveis e explosivos (Dubey et al, 2013, p.322). O facto de esta tecnologia ter um

ciclo de vida muito longo (25 anos), ainda estão por descobrir os efeitos da reciclagem

dos paines fotovoltaicos (Dubey et al, 2013, p.323).

A energia eólica é uma tecnologia com maturidade e a energia mais compatível com

a vida humana e selvagem, além disso, tanto os investigadores como a indústria estão a

tentar encontrar protecções e prevenções para os impactos que a energia eólica possa ter

na vida selvagem (Saidur, 2011, p. 2224-2226). Tal como a energia solar, a eólica não

emite quaisquer GEE na sua fase de exploração contudo, e tendo em consideração que o

impacto dos parques eólicos limita-se a uma pequena àrea que os rodeia, segundo

Leung (2012) há a considerar o ruído produzido pelos aerogeradores devido ao

deslocamento das pás e, embora seja subjectivo e dificil de quantificar, o impacto visual

que podem provocar. Outro problema que costuma ser associado a esta tecnologia é o

impacto que tem na vida selvagem, nomeadamente na morte de aves. Ainda segundo

Leung (2012, p. 1037), estudos mostram que as aves rapidamente aprendem a evitar as

pás dos aerogeradores deixando estes de ser um problema. Outras medidas de protecção

podem ser colocadas em prática além de que a questão das rotas migratórias das aves

9 São cortadas todas as plantas que meçam, aproximadamente, meio metro ou mais (Turney, 2011).

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são tidas em consideração aquando a criação dos estudos ambientais. Outra solução para

o problema do ruído passa pela aposta na tecnologia offshore10, na qual a EDP está a

começar a investir, e uma aposta “vital para o futuro da Europa (EWEA, 2009)” e que a

Europa tem liderado11. Num comunicado feito sobre a energia eólica offshore, a

Comissão Europeia (European Commission, 2008, p. 2) destaca o importante contributo

que esta pode ter para alcançar as metas energéticas traçadas pela Europa através da

redução das emissões de GEE, para assegurar a fornecimento de energia e melhorar a

competitividade da União Europeia (UE). Para Bilgili et al (2011, p. 906) a tecnologia

offshore possui algumas vantagens quando comparada com a onshore pois, embora seja

uma tecnologia mais complexa e com uma instalação, nomeadamente das fundações12 e

a ligação à rede eléctrica, e manutenção mais dispendiosas, tem a vantagem de os ventos

no mar serem mais intensos e estáveis, não haver os problemas logísticos de transporte

que existe nos parques eólicos onshore logo, há a possibilidade de instalar

aerogeradores maiores, e também não se coloca o impacto visual nem o ruído

incomodar habitações próximas.

Quando às alterações climáticas que a energia eólica onshore possa causar devido

ao constante aumento de escala dos aerogeradores, há a especulação que devido ao

tamanho massivo de alguns aerogeradores e da turbulência de ar que provocam e que

pode ter impacto na temperatura dos solos e na humidade do ar (Keith et al, 2004).

Ainda segundo os mesmos autores, embora estes fenómenos de larga escala sejam

observáveis, a energia eólica tem um efeito negligenciável na alteração da temperatura

do solo a nível mundial. Quando à tecnologia offshore, como é uma tecnologia recente o

seu impacto na vida marítma ainda não foi suficientemente estudado, mas não deve ser

descurado (Leung, 2012).

10 Parque eólico instalado num ambiente maritimo, ao largo da costa (offshore).11 Existe 5 538 MW de energia eólica offshore instalada a nível mundial e 90% pertence à Europa (Japão com 1% e China com 9%) (EWEA, 2013, p. 12). Pela primeira vez, durante o ano de 2012 a instalação de energia eólica offshore ultrapassou 1GW, o que representa 10% de toda a potência instalada na Europa nesse ano, e esta tendência é para intensificar nos próximos 5 anos (GWEC, 2013, pp. 20-21). No final do primeiro semestre de 2013 há 6 040 MW de potência instalada, distribuída por 58 parques eólicos e 1 939 aerogeradores offshore, ligados às redes eléctricas de 10 países europeus (EWEA, 2013). 12 Existem três tipos de fundação para aerogeradores offshore: Ballast Stabilized, Mooring Line Stabilized e Buoyancy stabilized (Leung, 2012, p. 1036). Enquanto as fundações convencionais (onshore) representam 4 a 6% do custo total de construção em offshore representa 21%, podendo ser mais elevado dependendo da profundidade do mar e das condições do solo (Blanco, 2009, 1376).

18/148


2.3 Externalidades ambientais do sector eléctrico

“O nosso problema é a natureza ser um bem sem dono”13

Edmar Bacha

Nas últimas décadas têm sido efectuados diversos estudos sobre os custos externos

da produção de electricidade, através de combustíveis fósseis ou fontes de energia

renováveis (Jaffe, 1996 ; Krewitt, 2002 ; Soderholm, 2003 ; Owen, 2004 e 2006 ;

Longo, 2008 ; Czarnowska, 2012 ; Galetovic, 2013), mas foi Pigou (1920) o primeiro

economista a analisar o problema das externalidades (Turner et al, 1993, p. 4) e Coase

(1960) quem criticou a teoria de Pigou e formulou o teorema de Coase. No sector

eléctrico é possível observar uma grande variedade de externalidades (descargas nos

rios, desmatação de florestas, etc.), as mais debatidas são as emissões de GEE para a

atmosfera, e para Czarnowska (2012, p. 218) estes custos externos provocados pela

poluição têm um impacto significativo no custo da electricidade e não devem ser

ignorados.

Para Tietenberg e Lewis (2012, p. 25) “An externality exists whenever the welfare

of some agent, either a firm or household, depends not only on his or her activities, but

also on activities under the control of some other agent.” ou ainda, segundo a OCDE

(2003), “Environmental externalities refer to the economic concept of uncompensated

environmental effects of production and consumption that affect consumer utility and

enterprise cost outside the market mechanism.” Uma externalidade é um custo

(externalidade negativa) ou um benefício (externalidade positiva), que existe quando há

uma diferença entre o óptimo privado e o óptimo social, que pode existir ao nível da

produção e do consumo e onde não ocorre nenhuma compensação. Estes bens são

valorizados mas não transaccionados no mercado, constituindo uma falha de mercado.

Um exemplo de uma externalidade negativa no sector eléctrico é a emissão de GEE

provocados por uma central eléctrica que afecta uma população e, neste caso, o custo ou

beneficio privado não coincide com o custo ou o benefício social.

Para o Gestor Executivo do Departamento de Inovação da EDP Brasil:

13 Edmar Bacha, economista brasileiro, em “O que os economistas pensam sobre sustentabilidade”, São Paulo: editora 34, 2010

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“O aquecimento ambiental é hoje uma parte cada vez mais relevante no custo

de uma central. A EDP Brasil tem um projecto em que o custo só para obter

a licença de instalação está na ordem dos 30% do investimento total. Isto faz

com que a a chamada geração tradicional seja cada vez mais dificil de

implementar e com um custo cada vez mais elevado.”

Pigou (1920) defende a existência de uma diferença entre o custo privado e o custo

total e uma solução pública para o problema das externalidades. Na ocorrência de uma

externalidade, o Governo deve intervir impedindo a dita ocorrência ou impondo uma

multa ao infractor, a taxa pigouviana. O objectivo desta taxa é os preços de mercado

reflectirem os custos marginais externos, isto é, os danos causados pela emissão de uma

unidade adicional de poluição devido ao consumo ou produção de um produto

(Viladrich, 2004). Na prática, uma indústria para além do custo de produção de um

produto teria um custo adicional para o produzir, a taxa pigouviana.

Coase (1960) critica esta abordagem, defende uma solução privada e argumenta que

a maior parte dos problemas referentes a externalidades ocorre devido a uma ineficiente

definição de direitos de propriedade, que definem quem tem o direito de utilizar o

recurso, e à ausência de mercados que possam internalizar estes custos ou beneficios.

Também defende que as externalidades são recíprocas, isto é, deve ser considerado não

só o dano causado na parte prejudicada como também o dano causado pela eliminação

da externalidade no infractor, que as externalidades apenas persistem se os custos de

transacção forem elevados ao ponto de não ser possível às duas partes chegarem a um

acordo mutuamente benéfico, o que implicaria a acção do Governo. Por último, Coase

defende que se os custos de transação forem baixos, os processos de mercado levarão ao

mesmo resultado eficiente independentemente de quem assiste os direitos de

propriedade. Coase defende assim um entendimento privado entre a indústria poluidora

e a sociedade, concluindo que é possível alcançar um resultado mais eficiente sem a

intervenção do Governo. Este resultado é alcançado através do critério de Pareto14

(Pareto, 1906), ao atingir o ponto óptimo de Pareto, também conhecido como a

eficiência externa, que é um ponto óptimo de equilibrio entre o bem-social e a produção

industrial. 14 A eficiência de Pareto incorpora dois valores: o bem-estar social de uma parte deve melhorar sem que o bem-estar social de mais ninguém seja prejudicado e os individuos são os melhores juizes do seu próprio bem estar (Nicholas, 2012, p.46).

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Tabela 2-1 Soluções para a diminuição das externalidades negativas segundo Pigou e Coase

Soluções Vantagens Desvantagens

Solu

ção

Públ

ica

(Pig

ou, 1

920)

Taxas

Ao aplicar a taxa há uma

diminuição da produção e

consequentemente das

emissões de poluentes.

Custo adicional (taxa

pigouviana). Controlado pelo

Governo.

Solu

ção

Priv

ada

(Coa

se, 1

960)

Direitos de

propriedade

Incentivo para as duas

partes reduzirem o impacto

negativo no bem-estar

social.

É necessário que os direitos de

propriedades estejam bem

definidos e que os custos de

transacção sejam baixos. Mais

dificil chegar a um acordo

quando há muitos intervenientes.

Fonte: Adaptação própria

O custo da electricidade

O custo da electricidade é influencidado pelo preço das energias primárias (carvão,

petróleo e gás natural), pelo regime hidrológico, pelo mercado das licenças de emissão

de CO2 e pelas tecnologias de produção do mix energético (ERSE, 2012a). De acordo

com Sijm et al (2006, p. 3), como diferentes tecnologias produzem diferentes níveis de

emissão de CO2, também o custo de oportunidade das licenças de emissões de CO2 por

unidade de energia produzida difere.

A tabela seguinte relaciona os custos adicionais, considerando o preço das licenças

de emissão de CO2 igual a 20 €/tCO2, com as diferentes tecnologias e níveis de

emissões.

Tabela 2-2 Custos adicionais das emissões de CO2 por tecnologia

Zona Tecnologia Combustível Média das emissões específicas de CO2 no

Custo acrescido [€/MWh]

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período 2005-2010 [tCO2/MWh]

Portugal

Continental

Turbina a vapor

Carvão 0,897 17,94Fuelóleo 0,778 15,56

Fuelóleo - Gas natural 0,831 16,62

Biomassa 0,021 0,42

Ciclo combinado Gás natural 0,368 7,36

R.A. Açores Motor diesel 0,656 13,12

R.A. Madeira Motor diesel 0,706 14,12

Fonte: Adaptado de ERSE, 2012b, p.19

O custo do combustível e as licenças de emissão de CO2

Confirma-se através da Figura 2-1 a estreita relação entre o preço do carvão e o preço

das licenças de emissão de CO2 necessárias para a utilização deste combustível.

Figura 2-1 Preço Carvão (€/ton) Vs. Preço Licenças de Emissão (€/ton)

Jan-0

8

Mar

-08

May

2008

Jul-0

8

Sep 2

008

Nov-08

Jan-0

9

Mar

-09

May

2009

Jul-0

9

Sep 2

009

Nov-09

Jan-1

0

Mar

-10

May

2010

Jul-1

0

Sep 2

010

Nov-10

Jan-1

1

Mar

-11

May

2011

Jul-1

1

Sep 2

011

Nov-11

Jan-1

2

Mar

-12

May

2012

Jul-1

20

20

40

60

80

100

120

140

0

5

10

15

20

25

30

Carvão EUAs CERs

Fonte: SENDECO2 e Indexmundi

O preço do petróleo, uma commodity extremamente volátil, é afectado por diversos

factores, nomeadamente económicos, políticos e ambientais. Tal como com o carvão, o

preço das licenças de emissão de CO2 está relacionado com o preço do petróleo.

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Ilustração 2-1 Preço Petróleo ($/bbl) Vs. Licenças de Emissão (€/ton)

Jan 02, 2008 Jan 02, 2009 Jan 02, 2010 Jan 02, 2011 Jan 02, 20120

2

4

6

8

10

12

0

5

10

15

20

25

30

Petróleo EUAs CERs

Lehman-Brothers

Deepwater Horizon BP Fukushim

aAlemanha: Encerramento Centrais Nucleares

Eleição de Barack Obama

Crise financeira na Grécia

Manifestações na Líbia

Eleição F.Holland

Especulação de mercado

Fonte: SENDECO2 e EIA

Janeiro a Julho 2008 – Aumento dos preços do petróleo em mais de 100% devido a

movimentos especulativos a nível mundial;

15 Setembro 2008 – Falência do 4º maior banco de investimentos dos E.U.A.

causado pela crise do subprime imobiliário. A carteira de activos do Lehaman-Brothers

consistia essencialmente em activos mobiliarios de elevados risco. A desconfiança de

que estes activos estavam sobrevalorizados minou a confiança na instituição. Estes

activos foram difundidos mundialmente através do sistema financeiro;

4 Novembro 2008 – Eleição do presidente norte-americano Barack Obama. Vista

como um ponto de viragem na estratégia norte-americana para lidar com a crise

económica e financeira.

20 Abril 2010 – A explosão da plataforma petrolífera Deepwater Horizon,

pertencente à Transocean e operada pela BP, incendiou-se a 20 de abril e, após dois dias

em chamas afundou-se. Deste acidente morreram 11 trabalhadores da plataforma e o

derrame de petróleo resultante prejudicou o habit de centenas de especies marinhas;

23 Abril 2010 – Um elevado déficit orçamental (4 vezes superior ao permitido na

zona euro) e a falta de confiança dos mercados levam a Grécia a pedir ajuda financeira à

UE e ao FMI;

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21 Fevereiro 2011 – Manifestações na Líbia, 17º maior produtor mundial de

petróleo;

12 Marco 2011 – Um dos efeitos do sismo e tsunami ocorridos a 11 de março, foi a

explosão a 12 de março na central nuclear de Fukushima, após uma avaria no sistema de

refrigeração. O corte de eletricidade impediu a recuperação deste sistema, originando a

explosão;

29 Maio 2011 – Após o incidente de Fukushima pelo menos 8 países abandonaram

os seus projectos de instalações nucleares. Também devido à crescente popularidade do

partido dos Verdes na Alemanha, o governo alemão decidiu encerrar as 7 centrais

nucleares mais antigas e, de uma forma faseada, até 2022 irá encerrar as suas 17 centrais

nucleares;

07 Maio 2012 – Eleição de François Holland como presidente da França. É vista

como um ponto de viragem na estratégia europeia de combate à crise económica.

Cálculo do custo da electricidade

Como exemplo dos efeitos das externalidades no custo da electricidade, em seguida

demonstra-se como as emissões de GEE entram no cálculo do custo variável de uma

central alimentada a combustível fóssil. Para Pedro Matos (entrevista pessoal), o custo é

a soma do custo do combustível fóssil, do custo O&M15 (transporte, etc.) e, se a central

pertencer ao Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE) ou European Union

Emissions Trading Scheme (EU ETS), do custo das licenças de emissões de CO2

resultante da produção de electricidade.

Cp: Custo variável da central p (combustível + emissões CO2)Ccomb: Custo variável da central relativo ao combustível CCO2: Custo variável da central relativo às emissões de CO2

CO&M: Custo fixo e variável de O&M (transporte, etc.)

15 O&M - Operação & Manutenção

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C p=C comb+CCO 2+CO∧M


F : Custo do combustível PCI: Poder calorífico inferiorh: Rendimento da central

PCO2: Preço de CO2 eep: emissão específica de CO2 da central

ecomb: coeficiente de emissão de CO2 do combustível

Finalmente chegamos à determinação do custo variável da central:

É esta fórmula que integra os custos de poluição (CCO2) que a EDP utiliza e que será

discutida no ponto 6.1.1 Custos associados à utilização de combustíveis fósseis.

A apresenta os resultados do trabalho de Czarnowska (2012), que estima o custo da

electricidade numa central termoeléctrica a carvão com e sem tecnologia de sequestro

de carbono16 e considerando ou não a existência de externalidades.

16 É um processo de captura e armazenamento de dióxido de carbono com o intuito de diminuir as emissões deste gás para a atmosfera. A pesquisa, desenvolvimento, promoção e uso das tecnologias de sequestro de CO2, “ambientalmente seguras, avançadas e inovadoras” foi consagrado no artigo 2 do PQ (UNFCCC, 1998, p. 2).

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C comb=F

PCI⋅η

CCO 2=PCO 2⋅eep

ee p=ecomb

PCI⋅η

C p=F

PCI⋅η+PCO 2⋅ee p+CO∧M


Tabela 2-3 Custo da electricidade de uma central termoeléctrica17 [€/MWh]

Sem sequestro de CO2 Com sequestro de CO2

Sem externalidades 30 33

Com externalidades 200 53

Fonte: Czarnowska (2012)

Verifica-se que se as externalidades não forem contabilizadas há um aumento de

10% no custo da electricidade se a empresa investir em tecnologia de sequestro de

carbono porém, se as externalidades forem contabilizadas, a instalação de tecnologias

de sequestro de carbono diminue drasticamente o preço da energia para

aproximadamente ¼ do valor. O custo da electricidade aumenta também drasticamente,

quase sete vezes, se considerarmos uma central sem tecnologia de sequestro e com

custos com externalidades. Neste sentido, a EDP tomou a opção estratégica de investir

nas energias renováveis e na eficiência das suas centrais convencionais.

Percepção do público

Outro factor importante a considerar quanto às externalidades ambientais é o grau

de exposição que as empresas enfrentam de acordo com a percepção que o público tem

da influência da empresa no âmbito das alterações climáticas. Algumas empresas, tais

como os produtores de energia renovável, como a EDPR, vão beneficiar do facto de

serem vistas como uma solução para o problema enquanto outras irão deparar-se com

críticas devido aos produtos que comercializam, independentemente do quanto sejam

necessários para o funcionamento da economia. Para Schultz e Williamson (2005,

p.385), uma empresa que comercialize carvão, cujo principal cliente são os produtores

de electricidade, estará menos exposta que uma empresa de petróleo que vende o seu

produto directamente aos consumidores. O custo dos impactos climáticos para uma

empresa irá depender do facto da sua exposição derivar das emissões directas, das

17 Calculos para uma central termoeléctrica com tecnologia de carvão pulverizado (Olsztyn, Polónia).

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emissões indirectas ou da vulnerabilidade física que o negócio possa ter para as

alterações climáticas.

Embora em Portugal não haja ainda uma grande sensibilidade para esta

problemática, no entanto, a consciência ambiental nos restantes mercados em que a EDP

está presente é determinante para a sua competitividade. Para

“A área do ambienta está actualmente sobre uma pressão brutal. Belmonte, a maior

central que está actualmente a ser construída no Brasil ja teve um aumento nos custos

de aproximadamente 20% só por questões ambientais: manifestações, etc.”.

2.4 Síntese

Tanto as centrais que utilizam combustíveis fósseis como as que utilizam energias

renováveis têm um impacto no meio ambiente, e as externalidades negativas produzidas

pelo sector eléctrico representam custos que podem implicar uma perda de

competitividade caso não sejam internalizados pela empresa, seja através de uma

solução pública (Pigou) ou privada (Coase). Para combater os efeitos das externalidades

negativas do sector eléctrico e alcançar as metas de redução das emissões de GEE

traçadas pelos governos, criaram-se instrumentos de política ambiental que serão

analisados no capítulo seguinte.

Segundo Schultz e Williamson (2005, pp.385-386), o desafio da gestão assenta em

desenvolver uma estratégia que interprete o novo ambiente empresarial, um ambiente

restrito quanto às emissões de GEE. A estratégia deve assentar na redução eficiente dos

custos e dos riscos associados às alterações climáticas, na gestão do risco de rating de

crédito da empresa e repensar o portfólio óptimo de fontes de energia. Embora muitas

empresas europeias enfrentem os riscos associados às limitações de emissão de GEE,

existem três áreas de oportunidade para ganhar vantagem competitiva: a minimização

dos custos adicionais de forma mais eficiente que a concorrência, a diferenciação dos

produtos oferecendo conjuntamente créditos de carbono e conseguir transformar a

capacidade da empresa de fornecer créditos de carbono num centro de lucro.

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As alterações climáticas podem significar novas oportunidades para alcançar uma

vantagem competitiva e, através de uma boa gestão, pode ser uma oportunidade para

ultrapassar a concorrência e não um problema a resolver.

Ainda para Schultz e Williamson (2005), os gestores e os conselhos de

administração de muitas indústrias estão apenas a começar a entender a nova realidade

de uma economia limitada pelas emissões de GEE e que é necessário ter uma

abordagem estratégica a este tema. No fundo, “o carbono, tal como o capital, os

recursos humanos e os produtos, é agora uma parte estratégica da competição”.

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Capitulo 3. Regulação ambiental

3.1 Introdução

Em 2005, o governo inglês encomendou um estudo sobre os efeitos das alterações

climáticas na economia mundial. Este estudo, mais tarde conhecido como o Relatório

Stern (Stern et al, 2006), foi solicitado não a um cientista mas sim ao economista e

académico britânico Nicholas Stern, professor de economia na London School of

Economics, escola de pensamento da economia neoclássica. Este relatório, que

considera as alterações climáticas como “the greatest and widest-ranging market failure

ever seen (Stern et al, 2006, pg. i)” destaca a importância do CELE para reduzir as

emissões de GEE, a importância da eficiência energética, do desenvolvimento e

utilização de tecnologias mais limpas na produção de energia e da informação para

educar a sociedade. Para Stern este problema é mundial logo a sua solução deve partir

de uma plataforma internacional e para tal a CQNUAC e o PQ são um importante

avanço.

Para Sinclair-Desgagné (1999, p. 2) uma regulação ambiental correctamente

delineada é essencialmente um instrumento de política ambiental cujo objectivo é

aumentar a competitividade das empresas uma vez que a regulação ambiental pode

forçar as empresas a inovar e estas inovações podem ser economica e socialmente

rentáveis.

Os instrumentos de política ambiental são soluções encontradas para implementar

diferentes estratégias de política de ambiente. Estas soluções resultam da necessidade de

alterar o rumo das alterações climáticas devido aos efeitos que têm no bem-estar social e

às implicações que podem ter na economia. Para Antunes et al (2000, p. 18) através

destes instrumentos é possível “eliminar ou minimizar as externalidades e promover

uma gestão adequada da escassez dos recursos, incentivando a adopção de decisões

mais eficientes em termos de produção, transporte, distribuição e consumo de

electricidade”.

Para o Director da Direcção Sustentabilidade e Ambiente da EDP:

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“A regulação ambiental hoje em dia é determinante no sector energético e

também inevitável por força do facto absolutamente incontestável que não é

sustentável continuarmos a viver fazendo consumos de recursos naturais

acima das suas capacidades de regeneração. A regulação é uma forma vital

de preservar um recurso que de outra forma vai conduzir a catástrofes. A

regulação ambiental não pode ser vista como uma ameaça às actividades

uma vez que ela é um veículo para a continuidade e sobrevivência das

actividades.”

O Director da Direcção Mercados de Energia da EDP também realça a importância

da regulação ambiental:

“A influência da regulação ambiental tem sido determinante, tem sido a

condicionante mais importante na decisão de investimento. Originou que não

última década praticamente não se tenha construído centrais convencionais,

apenas centrais a ciclo combinado. A política ambiental tem sido a grande

condicionante e o principal factor de decisão.”

3.2 Instrumentos de política ambiental

De acordo com Testa et al (2011, p.2140), os instrumentos de política ambiental

podem ser de três tipos segundo as suas característas mais importantes: regulador ou

comando e controlo (CEC) ou Command and Control (CAC), instrumentos económicos

ou de mercado (IM) ou ainda instrumentos de informação (soft instruments). É de

extrema importância a escolha do(s) instrumento(s) a utilizar e para a OECD (2013,

pg.5) esta escolha deve valorizar a eficiência tanto quanto possível mas também deve

ser politicamente aceitável para os stakeholders, para as instituições, infraestruturas,

cultura e tradições de cada país. Para (Bassi, 2009), estas políticas criadas para combater

as alterações climáticas e que atribuem um preço à poluição, poderão ter um impacto

substancial na competitividade se as empresas não conseguirem passar os custos para os

seus clientes. Estes impactos vão depender de vários factores, nomeadamente da

intensidade do consumo energético, do mix das fontes de energia que utilizam, da

vulnerabilidade do sector com as importações e da velocidade de desenvolvimento e

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adopção de novas tecnologias. De seguida vamos abordar alguns dos instrumentos de

regulação presentes na tabela resumo (Tabela 3-4 Instrumentos de política ambiental).

Instrumentos reguladores ou de comando e controlo

Para além das taxas de Pigou, as autoridades governamentais criaram políticas

ambientais conhecidas como as políticas de “comando e controlo” (CEC) e fazem parte

destes instrumentos as normas de emissão, as normas tecnológicas ou Best Available

Technology (BAT), as normas de qualidade ambiental, as normas de utilização de

produtos, as proibições, as quotas e as licenças. Mesmo quando a solução é outro tipo

de instrumento de política ambiental, as autorizadades governamentais utilizam

complementarmente estes instrumentos CEC para garantir objectivos minimos de

qualidade ambiental e objectivos de curto prazo (Antunes et al, 2002).

Estas políticas têm como características a obrigatoriedade de cumprimento e a

imposição de limites para a emissão de GEE através da utilização de uma tecnologia

prescrita, não havendo assim incentivo ao desenvolvimento de novas tecnologias

(Guerin, 2003), visto que não compensa reduzir as emissões além da quota estipulada.

Através destes intrumentos as autoridades fixam as metas a alcançar, a tecnologia a

utilizar e os comportamentos que os agentes económicos têm que adoptar (Antunes et

al, 2002, cit. Santos e Antunes, 1999). Este tipo de regulação tem a característica de

fazer o controlo pela quantidade e não pelo preço, logo, as empresas não têm o

incentivo de desenvolver uma estratégia económica mas apenas de cumprir com o

estabelecido da forma mais eficiente possível. Embora possa ser uma norma de emissão

igual para todas as partes não significa porém que terá o mesmo impacto em todos.

Enquanto para as empresas maiores o custo de cumprimento possa não ser significativo,

para outras empresas pode eventualmente significar a falência.

Embora Coase (1960, p. 17) defenda uma solução privada, tal como Pigou também

reconhece a viabilidade de uma solução pública no caso de os custos de transacção

serem muito elevados para a empresa. Coase dá o exemplo da emissão de GEE, que

pode afectar muitas pessoas e actividades, e onde os custos de transacção seriam

demasiado elevados para uma empresa conseguir resolver o problema. Neste caso, a

solução não é um sistema legal de direitos transaccionados através de operações de

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mercado mas sim uma solução governamental, em que as regulações são impostas e

devem ser obedecidas. Há a vantagem adicional de o governo ter os meios à sua

disposição, a polícia ou agências ambientais, para se certificar que as regras são

cumpridas.

Para Buchanan e Tullock (1975, p. 141) as empresas preferem uma política

ambiental altamente regulada a um instrumento de mercado porque a regulação ajuda-as

a proteger a sua quota de mercado contra novos entrantes que não conseguem alcançar

os exigentes padrões do mercado. Para Testa et al (2011) uma regulação CEC bem

concebida parece ser o instrumento de política ambiental mais eficiente para incentivar

impactos na inovação e no desempenho, enquanto os instrumentos de mercado, que

vamos ver de seguida, afectam negativamente o desempenho das empresas.

Instrumentos económicos ou de mercado

Ao contrário dos instrumentos CEC, estes instrumentos de política ambiental não

obrigam as empresas a cumprir com uma meta estabelecida ou a utilizar uma

determinada tecnologia. Efectuam o controlo pelo preço e não pela quantidade, e dão

liberdade para escolher a estratégia mais adequada para cumprir com a regulação

ambiental. Para Tietenberg (2006) os IM costumam ser vistos como mais eficientes

relativamente aos custos que os instrumentos CEC porém, para González-Eguino (2011,

p. 2298), embora os IM possam alcançar significativas reduções de emissão de CO2,

estes custos podem ser até sete vezes superiores que um outro instrumento mais eficaz

ao nível dos custos, para uma redução de 25% das emissões, dependendo dos sectores

da economia que pertençam ao IM.

O preço é imposto pelas autoridades governamentais ou pelo mercado, para

promover mudanças de comportamento (Böcher, 2012). Paralelamente à determinação

do preço, é essencial uma clara atribuição dos direitos de propriedade para que seja

possível um bom funcionamento do mercado e uma correcta distribuição dos

rendimentos (Coase, 1960). Uma vez que o controlo é feito através de sinais de

mercado, cada empresa pode ter a sua estratégia e é o próprio mercado que a faz

reflectir nas decisões que tem. Esta liberdade da empresa para criar a sua própria

32/148


estratégia ambiental é um incentivo constante à inovação já que tem a possibilidade de

obter ganhos através de reduções nos custos de cumprimento.

São exemplos deste tipo de instrumentos as taxas ambientais18, os subsídios, as

licenças ou direitos transaccionáveis, os sistemas de depósito e reembolso, os

mecanismos de seguros ou caução e os títulos de desempenho ambiental. Cada um

destes instrumentos tem vantagens e desvantagens dependendo do caso específico a que

são aplicados. Uma combinação de instrumentos pode ser a solução mais adequada. O

facto de alguns dos instrumentos, tais como as taxas ou os direitos transaccionáveis,

permitirem gerar receitas constitui uma vantagem já que podem ser utilizadas para

financiar as estratégias ambientais das empresas (Antunes et al, 2002).

Quanto às licenças ou direitos transaccionáveis de emissão, estas têm vindo a ter

mais apoio a nível internacional desde que o PQ, analisado no ponto 3.3., proporcionou

a oportunidade de os utilizar para limitar a libertação de GEE para a atmosfera, através

da transação dos direitos entre todas as partes signatárias do protocolo. Para González-

Eguino (2011, p. 2298), a utilização deste instrumento de mercado pela UE como o

principal instrumento de combate às alterações climáticas, serviu para os tornar mais

influentes na regulação ambiental. Em Janeiro de 2005, a UE estabeleceu o CELE,

como o maior projecto de comércio de licenças de emissão de GEE e tomou a posição

de líder relativamente à sua regulação. Adicionalmente, o Parlamento Europeu adoptou

a “linking directive” (Directiva 2003/87/EC), que abre o CELE a outras formas de

trading de emissões e aos “mecanismos com base em projectos” provenientes do PQ: o

Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) ou Clean Development Mechanism

(CDM) e a Implementação Conjunta (IC) ou Joint Implementation (JI). Os MDL e os IC

são considerados essenciais para incentivar países fora da UE no processo das alterações

climáticas a nível internacional e no mercado emergente do carbono (Stankeviciute et

al, 2007, p.4272).

O primeiro período do CELE decorreu em 2005-2007 e foi assumido como um

período experimental, utilizado para desenvolver uma infraestrutura e ganhar a

experiência necessária para o primeiro período de cumprimento do PQ que teve início

18 As taxas ambientais, criadas com base no trabalho de Pigou (1920), podem ser taxas pela emissão de GEE, taxas diferenciadas por produtos (p.e. gasolina com e sem chumbo); isenções fiscais para equipamentos menos consumidores de energia ou taxas de utilização (coloca-se um preço na utilização de um serviço, p.e. uma ETAR) (Antunes et al, 2002).

33/148


em 2008 e terminou em 2012. Ainda segundo Kruger e Pizer (2004, p.18), após o que

foi considerado como uma generosa distribuição de licenças de emissão gratuitas na

primeira fase e a necessária restrição na segunda, caso contrário as empresas não teriam

incentivo para promover a eficiência energética, a segunda fase de cumprimento do PQ,

pós-2012, poderá significar escassez, volatilidade e preços elevados das licenças de

emissão.

Para Antunes et al (2002, p. 47), em teoria, quando o CELE tiver dimensão

suficiente, ” a informação existente é adequada e todos os agentes têm comportamento

de tomadores de preço, o custo marginal de todos os agentes iguala o preço de

equilíbrio obtido no mercado, que tende a aproximar-se da solução de eficiência”.

Assim, para além do controlo pela quantidade, este instrumento passaria a permitir

simultaneamente um controlo pelo preço.

Instrumentos de informação

Os instrumentos de informação são outro instrumento de regulação ambiental e

podem ser produzidos por um governo, uma comunidade ou uma empresa (Fugui et al,

2008, p. 1650). Para Antunes et al (2002, p. 50), estes instrumentos caracterizam-se por

disponibilizar informação fiável, acessivel e transparente junto do público em geral

sobre a qualidade do ambiente, a poluição gerada e as características ambientais de

actividades, produtos e processos.

Embora uma melhor divulgação de informação seja importante, isto não significa

que os outros dois instrumentos de mercado (CEC e IM) devam ser ignorados. Para

Fugui et al (2008, 1655) o mais provável é que em determinados contextos o

instrumento de política ambiental mais eficaz seja uma mistura dos três instrumentos.

Para o Director da Direcção Mercados de Energia da EDP os intrumentos de política

ambiental são importantes uma vez que “as empresas tomam as suas decisões de

investimento de acordo com o ambiente regulatório em que estão inseridas.”

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Tabela 3-4 Instrumentos de política ambiental

Instrumentos reguladores ou CEC

Instrumentos Económicos ou de Mercado Instrumentos de

informaçãoUtilização de Mercados

Criação de Mercados

Proibições Taxas sobre emissões

Direitos de transação de emissão de GEE

Rótulos ecológicos

Normas de emissão Taxas sobre produtos

Esquemas de responsabilidade civil por danos ambientais

Códigos de conduta ambiental

Normas sobre produtos

Taxas de utilização

Titulos de desempenho ambiental

Certificação ambiental de empresas, actividades e produtos

Normas sobre tecnologia

Esquemas de depósito e reembolso

Acordos negociais

Normas sobre a qualidade ambiental Subsídios

Disponibilização/divulgação de informação

Quotas de incorporação de material reciclado

Isenções fiscais

Obrigação de rotulagem/informação

Fonte: Adaptado de Antunes et al, 2002

Para ser competitiva, tem que existir uma vantagem concorrencial sustentável no

longo prazo e para tal, a gestão tem que ser capaz de antecipar as tendências do mercado

no sector de actividade. Nesse sentido, a EDP tem assegurado posições em organismos e

organizações internacionais que ditam as tendências futuras neste dominio. Assim,

podemos concluir que a EDP está a fazer uma gestão muito profissional do lobbying

internacional que é um dos aspectos determinantes na competitividade de qualquer

organização. De acordo com o Director da Direcção Sustentabilidade e Ambiente da

EDP:

“Temos essa capacidade e exercemos essa influência fundamentalmente por

via dos organismos onde estamos a nível internacional. A participação mais

importante a esse nível e numa perspectiva de longo prazo é no WBCSD19. É

a organização empresarial com mais peso e mais prestígio e que mais é

ouvida a nível mundial sobre o assunto da sustentabilidade e que tenta 19 World Business Council for Sustainable Development.

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encontrar soluções através das relações empresariais. Tem uma visão

proactiva, de longo prazo e de antecipação daquilo que possam ser as

regulações e os riscos que se vão deslumbrando, alinhando muito as

empresas com os objectivos fundamentais a este tipo de processos. Esta

organização trabalha em estreita colaboração com a IUCN20 e por exemplo,

quando começou a surgir as problemáticas da biodiversidade e dos impactos

da deplecção dos recursos naturais, criaram-se vários grupos de trabalho,

em que a EDP participou activamente, para desenvolver o conceito da

valoriação do ecossistema e dos ecoserviços para tentar perspectivar numa

óptica económica a valorização e integração dos recursos da natureza. São

grandes defensores para a inclusão das externalidades ambientais, de uma

forma gradual mas intensiva, nas diversas áreas de negócio. Por essa via, a

EDP tem essa capacidade de antevisão. Por outro lado a EDP faz lobby na

Euroelectric que é um pouco mais difícil pois estão lá as grandes empresas

da Europa e a EDP tem o peso que tem. A eleição do presidente da EDP, o

Doutor António Mexia, como um dos dois vice-presidente da Euroelectric

aumento a nossa visibilidade e o nosso prestigio dentro da organização, o

que não significa que, uma vez que se trata de uma estrutura que define quais

são os lobbies e qual o comportamento perante o poder político, face por

exemplo às regulamentações que vão saindo, é difícil que não prevalesçam os

interesses da maioria. O que não significa que a EDP não possa apresentar

os seus pontos de vista. A nível nacional é eventualmente onde estamos mais

fracos porque o governo não deve e não pode beneficiar nenhuma das partes

interessadas, mas como a generalidade da regulação que o país tem advém

das transposições das directivas europeias, ao fazer lobby lá fora também

colhemos benefícios cá dentro.”

3.3 O Protocolo de Quioto

O PQ surgiu em 1994 porque a CQNUAC reconheceu que os seus compromissos

iniciais não seriam suficientes para limitar o aumento global das emissões de GEE

20 International Union for Conservation of Nature.

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assim, após três anos , em 1997 na cidade de Quioto (Japão), os governos signatários

decidiram dar um passo em frente e aprovar o PQ. O protocolo teve um primeiro

período considerado experimental de 2005 a 2007 e um segundo período entre 2008 e

2012 que foi o primeiro período de cumprimento do PQ. Em ambos os períodos e

através dos Programas Nacionais para as Alterações Climáticas (PNAC), foi oferecido

(grandfathering) a cada instalação industrial abrangida um volume de licenças de

emissões de CO2e21

ou European Union Allowance (EUA), cada licença equivante à

emissão de 1 tonelada de CO2e, com base no seu histórico de emissões. Se a empresa

emitir mais poluição que o número de licenças que possui tem que ir a mercado comprar

mais licenças e se conseguir reduzir as suas emissões pode vender o excesso de licenças

que possui.

De acordo com o artigo 10 do PQ (UNFCCC, 1998, p.9), um dos princípios da

Convenção é o da responsabilidade comum mas diferenciada, princípio que divide os

países signatários em dois grupos de acordo com o seu nível de industrialização. Deste

modo reconhece que os países industrializados22, por oposição aos países em

desenvolvimento23, são responsáveis pelos actuais níveis elevados de concentração de

GEE causados pelas suas emissões antrópicas24, e como tal têm entre eles diferentes

metas de redução que não podem exceder as suas quantidades atribuídas25 (QA). Quanto

aos países em desenvolvimento, são reconhecidos pela CQNUAC (UNFCCC, 1998, p.

12) como países particularmente vulneráveis aos impactos das alterações climáticas e

aos potenciais impactos económicos das medidas de resposta às alterações climáticas. A

estes países não foram impostas metas de redução das suas emissões de GEE mas têm

algumas obrigações como a implementação de planos nacionais de redução de emissões.

A CQNUAC (UNFCCC, 1998, p.5) enfatiza actividades que prometem atender às suas

necessidades tais como investimento, seguros e transferência de tecnologia26.

21 O dióxido de carbono equivalente (CO2e) é o resultado da multiplicação da quantidade de GEE emitida pelo seu potencial de aquecimento global (GWP). Por exemplo, o GWP do gás metano é 21 vezes superior que o potencial do CO2 logo, o CO2e do gás metano é 21 (OECD, 2013).22 Países pertencentes ao Anexo I do Protocolo de Quioto (Anexo 4)23 Países não-Anexo I do Protocolo de Quioto24 Emissões que resultam da acção humana.25 Cada uma das metas individuais (%) é convertida num volume de direitos de emissão (tCO2e). A Quantidade Atribuída é o máximo de emissões permitido a emitir pelo país ao longo do período do PQ.26 A transferência de tecnologia é o “amplo conjunto de processos que cobrem os fluxos de know-how, experiência e equipamentos para mitigação e adaptação às mudanças climáticas entre diferentes stakeholders, tais como governos, entidades do sector privado, instituições financeiras, organizações não-governamentais (ONGs) e instituições de investigação/ensino (UNFCCC, 2010a, p.13)”.

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De acordo com o artigo 3, parágrafo 1, do PQ (UNFCCC, 1998, p. 3), os países

industrializados pertencentes ao Anexo I assumiram o compromisso de reduzir as suas

emissões combinadas de GEE em média 5% em relação aos níveis de 1990 até o

período 2008-2012. A Europa assumiu o papel de líder e o compromisso de reduzir as

suas emissões em 8% relativamente a 1990, para o mesmo período (Conselho da União

Europeia, 2002, p. 19).

Também dento da UE a situação geográfica e económico-social dos diversos

Estados-Membros é diversa assim, foi celebrado um acordo de objectivo comum e de

partilha de responsabilidades27 entre os diferentes Estados. Desta forma, o esforço que é

pedido a Portugal não é o mesmo que é pedido à Alemanha ou ao Reino Unido. Ao

abrigo do acordo de partilha de responsabilidades, Portugal acordou em limitar as

emissões de GEE em 27% nesse período (Conselho da União Europeia, 2002, p. 19).

O PQ prevê três “mecanismos de implementação inovadores (Europa Press

Releases, 2003)”: o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, a Implementação Conjunta

e o Comércio Europeu de Licenças de Emissões.

De acordo com a CQNUAC (UNFCCC, 2012a), estes mecanismos têm

essencialmente três objectivos:

Estimular o desenvolvimento sustentável dos países não Anexo I através de

investimento e transferência de tecnologia;

Ajudar os países do Anexo I a atingir os seus objectivos de redução de

emissões de uma forma economicamente eficiente;

Encorajar o sector privado e países em desenvolvimento a contribuir para a

redução de emissões.

“O fundamento subjacente a estes três mecanismos é que as emissões de gases com

efeito de estufa constituem um problema global, sendo de menor importância o local em

que se obtêm essas reduções. Deste modo, é possível obter reduções onde os custos são

mais baixos, pelo menos na fase inicial do combate às alterações climáticas (Europa

Press Releases, 2003)“.

27 Burden Sharing Agreement

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Para o Responsável do Remote Operations and Dispatch Center da EDPR, o

Protocolo de Quioto “teve uma clara influência na estratégia de investimento da EDP

uma vez que direccionou o seu investimento para a produção de energia produzida a

partir de fontes renováveis. Esta mudança de direcção é comprovada pelo facto de

actualmente a electricidade da EDP ser maioritariamente produzida a partir de fontes

renováveis.”

Período 2013-2020

O prolongamento do PQ pós-2012 foi decidido em 2011 na conferência da

CQNUAC em Durban (África do Sul) e pela primeira vez, tanto os países

desenvolvidos como os países em vias de desenvolvimento, concordaram estabelecer

um acordo global unificado até 2015. Também pela primeira vez, os Estados-Unidos da

América, a China e a Índia, os maiores poluidores do mundo, aceitaram poder vir a

negociar um acordo legalmente vinculativo (UNFCCC, 2012b). Porém, no ano seguinte,

na 18ª Conferência das Nações Unidas sobre Mudança Climática (COP-18) em Doha

(Qatar), embora o protocolo tenha sido prolongado até 2020, deixou de contar com

países como os Estados-Unidos da América, Canadá, Japão e Rússia. Neste segundo

período de compromisso, a UE voltou a assumir a liderança no combate às alterações

climáticas e assumiu um compromisso interno de redução das emissões de 20% dos

níveis de 1990 até 2020, podendo este valor ser aumentado para 30% se as condições o

permitirem (Comunicado de imprensa IP/12/1342). A conferência terminou sem grandes

avanços e para a Quercus, uma ONGA portuguesa, "Os governos ficaram aquém das

decisões necessárias para evitar o caminho para alterações climáticas catastróficas. O

pacote de Doha desilude e trai o nosso futuro (Jornal Expresso, 2012)”.

Mecanismo de Desenvolvimento Limpo

O Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), definido no artigo 12 do PQ, dá

flexibilidade a um país do Anexo I para cumprir com os seus compromissos

quantificados de limitação de emissões ao implementar um projecto MDL em países

sem objectivos fixados, em países não-Anexo I, e estimula estes últimos a ter um

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desenvolvimento sustentável (UNFCCC, 1998, p. 11). Os cinco projectos MDL que a

EDP possui no Brasil podem criar créditos de emissão, as Reduções Certificadas de

Emissão (RCEs) ou Certified Emission Reduction (CERs), cada um equivalente a 1

tonelada de CO2e que o projecto absorve ou evita, e podem ser contabilizados para

atingir os objectivos ao abrigo do PQ ou vendidos no CELE a países ou empresas que

necessitem destes créditos para atingir os seus objectivos (UNFCCC, 2008, p. 118).

Dependendo do país do Anexo I, há um limite28 máximo de CERs que cada instalação

pode utilizar para cumprir com as suas emissões.

Para que um projecto MDL seja aprovado pelo órgão de supervisão responsável, o

Comité Executivo da CQNUAC, a proposta terá que provar que contribui para um

desenvolvimento sustentável e demonstrar o princípio da adicionalidade, isto é, que “as

reduções de emissões são adicionais às que ocorreriam na ausência da actividade

(UNFCCC, 2005, p. 16)”.

Figura 3-2Nº de pedidos de validações de projectos MDL29

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

59

499

899

1492 1554

12521389

2091

1559

Fonte: UNFCCC (2012c)

Com mais de 5 600 projectos MDL em pipeline, existem actualmente 4 546

projectos registados e 130 solicitações que aguardam aprovação. Com 79% do total de

28 No caso de Portugal o limite máximo é 10% (Diário da República, 2008, p. 106)29 Os dados referentes a 2011, estão actualidados até 31 de setembro.

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projectos registados, a China, a Índia e o Brasil dominam quanto à localização dos

projectos e em termos de reduções de emissões anuais estimadas, com mais de 79% do

total de emissões (UNFCCC, 2012c).

Figura 3-3 Número de projectos MDL por zona

África; 94

Ásia e Pacifico; 3816

Europa de Leste;

20

América Latina;

621


Figura 3-4 Top 10 Número de projectos MDL por país

China; 2279

India; 881

Brasil; 210

México; 144

Viet-name; 139

Malásia; 109

In-donésia;

78

Tailândia; 74

Repub-lica da Coreia;

69

Filipinas; 58

Outros; 409

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Figura 3-5 TOP 5: Reduções médias anuais de emissões por país

China; 409,951,973

India; 69,818,457

Brasil; 24,875,8

41

República da Coreia; 19,481,151 México; 12,694,175


Figura 3-6 TOP 5: Número de projectos registados por actividade

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Actividade Autoridade Responsável

Fase de Concepção do Projecto

Documento de Concepção do Projecto

Autorização Nacional

Investidor do Projecto

Autoridade Nacional Designada


Indústrias de energia (renovável e não-renovável); 3710

Gestão e eliminação de resíduos; 669

Indústria trans-formadora; 249

Fuga de emissões de combustíveis fósseis; 181 Agricultura; 156


A complexidade e morosidade é um dos problemas associados a um projecto MDL.

Este processo, cuja aprovação pode tardar até 12 meses, é constituído por sete etapas

(UNFCCC, 2012c):

1. Elaboração do projecto;

2. Aprovação da Autoridade Nacional Designada;

3. Validação;

4. Registo;

5. Monitorização;

6. Verificação e Certificação;

7. Emissão de CERs.

Figura 3-7 Ciclo de um Projecto MDL

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Fonte: Adaptado de James-Smith, E. (2005, p. 22)

A Elaboração do Projecto ou Project Design Document (PDD) consiste na

preparação do documento com a proposta MDL, fazendo uso da metodologia utilizada

para o cálculo das emissões e monitorização. A segunda etapa envolve a Autoridade

Nacional Designada30 (AND) ou Designated Nacional Authority (DNA) e esta deve

comprovar que o país ratificou o PQ, que a participação é voluntária e que, através de

uma declaração de ambos os países envolvidos, a proposta contribui para um

desenvolvimento sustentável. A Validação é feita com independência através de uma

entidade privada e creditada. O Registo, a quarta etapa do processo, é a aceitação formal

por parte do Comité Executivo como um projecto válido de uma actividade MDL. De

acordo com a etapa Monitorização, o participante do projecto é responsável por

monitorizar as emissões reais de acordo com a metodologia aprovada. A Verificação é a

revisão independente e a determinação ex-post, executada pela entidade operacional

designada pela monitorização das reduções de emissões por fontes de GEE que ocorrem

como resultado de uma actividade de projecto MDL registada durante o período de

verificação. A Certificação é a garantia por escrito da entidade operacional designada

que, durante o período determinado, a actividade do projecto resultou nas reduções de

30 A Autoridade Nacional Designada portuguesa é a Agência Portuguesa do Ambiente

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emissões tal como verificadas anteriormente. A última etapa deste processo é a Emissão

de CERs, em que a entidade operacional designada envia o seu relatório de verificação

com o pedido de emissão para o Comité Executivo do MDL que por sua vez é

exaustivamente verificado e aprovado pelo secretariado, aprovado pelo Comité

Executivo e, se três membros do Comité Executivo solicitarem, o processo pode passar

por uma revisão, caso contrário, procede à emissão de CERs (UNFCCC, 2012c).

Implementação Conjunta

O Mecanismo de Implementação Conjunta (IC), definido no Artigo 6 do PQ

(UNFCCC, 1998, pp. 6-7), permite a um país pertencente ao Anexo I, com um limite de

emissões de GEE, desenvolver um projecto de limitação ou redução de emissões noutro

país também pertencente ao Anexo I. Os créditos de emissão atribuídos a estes

projectos, projectos que não fazem parte do portfólio da EDP, são as Unidades de

Redução de Emissões (UREs) ou Emission Reduction Units (ERUs) e cada um é

equivalente a 1 tonelada de CO2e. Este mecanismo oferece ao país investidor um meio

flexível e mais económico de cumprir com os seus compromissos de Quioto visto que

pode implementar o projecto em países onde os custos são menores, enquanto o país

anfitrião beneficia do investimento estrangeiro e da transferência de tecnologia

(UNFCCC, 2012d). O mesmo Artigo 6 define que para executar um projecto de

Implementação Conjunta é necessário:

1. O projecto ter a aprovação das Partes envolvidas;

2. O projecto promova uma redução das fontes de emissões ou um aumento das

remoções por sumidouros que sejam adicionais aos que ocorreriam na sua

ausência;

3. A Parte não adquira nenhum crédito de redução de emissões se não estiver em

conformidade com as suas obrigações assumidas sob os artigos 5 e 7 do PQ;

4. A aquisição de créditos de redução de emissões seja suplementar às acções

domésticas realizadas com o fim de cumprir os compromissos previstos no

artigo 3 do PQ.

Existem dois procedimentos para desenvolver uma proposta IC: “Track 1” e “Track

2”. De acordo com o procedimento “Track 1”, se o país anfitrião cumprir com todos os

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requisitos de elegibilidade para a transferência e/ou aquisição de ERUs, pode verificar

que as reduções de emissões ou o aumento das remoções de um projecto IC são

adicionais às que ocorreriam sem a existência do projecto. Após a verificação, o país

anfitrião pode emitir a quantidade apropriada da ERUs. Por outro lado, se o país

anfitrião não atender com todos mas apenas alguns dos requisitos de elegibilidade, é

necessário que seja o Comité de Supervisão da Implementação Conjunta ou Joint

Implementation Supervisory Committee (JISC) a verificar se as reduções de emissões ou

o aumento das remoções compreendem adicionalidade. De acordo com este segundo

procedimento, uma entidade independente acreditada pelo JISC tem que determinar se

os requisitos foram cumpridos antes do país anfitrião poder emitir e transferir ERUs. Se

a Parte anfitriã preencher todos os requisitos de elegibilidade pode a qualquer momento

optar por utilizar o procedimento de verificação no âmbito do JISC (UNFCCC, 2012a,

pp. 5-6).

Segundo a CQNUAC (UNFCCC, 2010, p.31), o procedimento “Track 2” tem

enfrentado a concorrência de outros programas que oferecem oportunidades de

investimento em reduções de emissões, melhorias no processo de remoção de emissões

ou investimento em outras áreas ambientais:

1. O MDL, que oferece oportunidades de investimento em projectos

semelhantes em países não-Anexo I;

2. Projectos “Track 1”, que por vezes são capazes de operar na mesma base

processual que os projectos “Track 2”, mas em prazos diferentes e sem a

necessidade de pagar taxas de verificação;

3. Os Esquemas de Investimento Verde31 ou Green Investment Schemes (GIS),

em que as receitas da venda das Unidades de Quantidade Atribuída32 ou

Assigned Amount Unit (AAU) são investidas em actividades em que é

demonstrável o seu benefício para o ambiente;

31 Green Investment Schemes (GIS) – Mecanismo estabelecido pelo país vendedor para garantir aos compradores que o retorno obtido de negociações de AAUs financiará projectos ambientais de redução de GEE, acordados bilateralmente, no país vendedor.32 Assigned Amount Unit (AAU) - É uma unidade igual a 1 tonelada de emissões de CO2 equivalente, calculadas utilizando o Potencial de Aquecimento Global (GWP).

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4. Os sistemas de comércio de emissões ou Emissions Trading Scheme (ETS),

onde os créditos podem ser adquiridos sem haver a necessidade de investir

em projectos.

Figura 3-8 Emissões anuais de ERUs [milhões]

2008 2009 2010 2011

0.12

4.67

28.03

42.96

1.322.92

5.67

Track 1 Track 2

Fonte: UNFCCC (2012b, p. 6)

De acordo com o último relatório anual do JISC (UNFCCC, 2012b, p. 3), referente

ao período 2010-2011, existem 259 projectos submetidos e outros 34 com

determinação33 positiva. Calcula-se que estes projectos atinjam respectivamente

reduções de emissões de aproximadamente 350 milhões de toneladas de dióxido de

carbono equivalente (MtCO2e) e 35 MtCO2e, durante o primeiro período de

compromisso do PQ (2008-2012). Os 34 projectos com determinação positiva podem

atingir reduções de 44 MtCO2e que podem ser convertidas em ERUs.

33 De acordo com o procedimento de verificação no âmbito do JISC, uma entidade independente acreditada Accredited Independent Entity (AIE) pelo JISC é responsável pela determinação de se um projecto e as reduções decorrentes das emissões antrópicas por fontes ou o aumento das remoções antrópicas por sumidouros, cumpre os requisitos do Artigo 6 do PQ e as orientações IC (UNFCCC, 2005, pg.7).

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Figura 3-9 Países anfitriões de projectos "Track 1"

Bélgica; 2 Bulgária; 23

República Checa; 85

Estónia; 12

Finlândia; 3France; 20

Alemanha; 25

Hungria; 11Nova Zelândia; 8Polónia; 22Roménia; 15

Rússia; 82

Espanha; 3

Ucrânia; 95

Fonte: UNFCCC (2012b)

Segundo a Figura 3-10, num total de 406 projectos, entre os quais 14 parques eólicos,

são os países da Europa de Leste como a Ucrânia, República Checa, Rússia, Polónia e

Roménia os principais anfitriões dos projectos IC submetidos na JISC no âmbito do

procedimento “Track 1”.

Os projectos “Track 2“ estão em clara minoria quando comparados com os “track

1”. Apenas existem 42 projectos (nenhum parque eólico) e estão dispersos por 6 países.

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Figura 3-10 Países anfitriões de projectos "Track 2"

Bulgária; 1

Lituânia; 16

Roménia; 1Rússia; 1

Suécia; 2

Ucrânia; 21

Fonte: UNFCCC (2012b)

Um dos problemas associados a estes projectos é o mesmo que se verifica com

projectos MDL que é a morosidade do processo. O período médio de tempo entre a

publicação da proposta de um projecto IC e a publicação da determinação para o mesmo

projecto é de 18 meses, tempo esse com uma variação que pode ir de 4 a 31 meses. A

duração deste período de tempo é afectada por uma variedade de factores,

nomeadamente atrasos na aprovação pelos países anfitriões, o número limitado e a

capacidade de AIEs, e atrasos na resposta pelos participantes do projecto. Outra situação

que afecta projectos IC, a maioria localizada em países da Europa Central e de Leste, é

que para quaisquer ERUs gerados por um projecto IC numa instalação abrangida pelo

CELE, há um cancelamento da mesma quantidade de créditos da UE (créditos que

normalmente têm um valor de mercado superior). Isto tem desencorajado o

desenvolvimento de projectos IC em sectores como a energia e a indústria (UNFCCC,

2012a).

Quanto ao mercado de ERUs, no dia 8 de Novembro de 2010, a Intercontinental

Exchange (ICE) ECX anunciou a primeira venda a um preço de €12,20, com um

desconto de €0,06 sobre o preço dos CERs. Dois meses depois, a plataforma Bluenext

também adicionou os ERUs à sua lista de activos transaccionáveis. Porém, devido a um

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muito menor volume de ERUs disponível, quando comparado com o volume de CERs,

este mercado está controlado por apenas alguns investidores (World Bank, 2011, p.52).

Comércio Europeu de Licenças de Emissão

O Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE) de GEE, também conhecido

como o Mercado do Carbono devido ao facto de o dióxido de carbono ser o principal

gás com efeito de estufa, é um mercado cap-and-trade e um dos três mecanismos de

flexibilização do PQ definido no artigo 17. Este projecto, cujo objectivo é “promover a

redução das emissões de GEE de uma forma rentável e economicamente eficiente

(Comissão das Comunidades Europeias, 2006, p.2)”, compreende aproximadamente 11

500 indústrias34 de todos os Estados-Membros, responsáveis por aproximadamente um

terço das emissões mundiais de GEE e 45% das emissões de CO2 da Europa (Vis, 2006,

citado por Braun, 2009) e é considerado como um “instrumento essencial para alcançar

a médio e longo-prazo as reduções de emissões necessárias para estabilizar as

concentrações de GEE na atmosfera (Comissão das Comunidades Europeias, 2006,

p.2)”.

Permite aos países que têm créditos de emissão em excesso, vender esse excesso a

países cujas emissões estão acima dos objectivos com que se comprometeram. No

âmbito do regime de comércio de emissões da UE, os respectivos Estados-Membros

propuseram limites individuais de acordo com o histórico de emissões de CO2 (tCO2e)

das grandes empresas consumidoras e produtoras de energia de cada país. A soma das

emissões propostas pelos diferentes Estados-Membros foi revista e aprovada pela

Comissão Europeia, assumido o valor final, que é o tecto máximo (cap), como o

necessário para alcançar os objectivos de diminuição da concentração de GEE da UE.

No final do ano cívil, e no máximo até 30 de Abril do ano seguinte ao ano em causa, a

empresa deve devolver as licenças de emissão que lhe foram atribuídas gratuitamente no

início do ano em número equivalente ao total de emissões das suas instalações. Para tal,

cada Estado-Membro deve desenvolver procedimentos para monitorizar, reportar e

verificar as emissões de CO2, sempre de acordo com as directrizes da UE (Europa Press

Releases, 2003). O total de créditos de emissão de CO2 disponíveis ao abrigo do CELE

está concebido de forma a criar uma falta dos mesmo e assim incentivar as empresas a 34 Instalações siderúrgicas, centrais eléctricas, refinarias de petróleo, fábricas de papel e instalações de fabrico de vidro e cimento (Europa Press Releases, 2008).

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diminuir as suas emissões (Kruger e Pizer, 2004). Se as empresas não são capazes de

diminuir as suas emissões de forma rentável, elas têm a opção de comprar créditos de

emissão de outras empresas que os tenham em excesso ou comprar créditos de projectos

instalados em outras partes do mundo.

As reduções abaixo dos limites fixados são negociáveis (trade), promovendo assim

a eficiência energética. As empresas que obtenham reduções podem vendê-las a outras

empresas que tenham problemas em manter-se dentro dos limites acordados ou para as

quais as medidas de redução de emissões sejam demasiado onerosas em comparação

com o custo das licenças de emissão. Qualquer empresa poderá também aumentar as

suas emissões para além do volume de licenças que lhe foi atribuído adquirindo mais

licenças no mercado. Este regime induzirá as empresas a proceder a cortes de emissões

quando estes forem mais baratos, garantindo assim que as reduções sejam obtidas ao

menor custo possível para a economia e com promoção da inovação (Europa Press

Releases, 2003).

Após 2012, e de acordo com a Directiva 2009/29/CE de 23 de Abril que visa

melhorar e alargar o CELE, o sector da produção de electricidade deve adquirir todas as

suas licenças de emissão de CO2 através de leilão excepto as licenças que possuam no

final de 2012 e que podem transitar para o segundo período. Esta possibilidade de

transição de licenças (banking), que não existiu entre 2007-2008, é uma forma de

diminuir a volatilidade do preço das mesmas. Os restantes sectores de actividade devem

adquirir 20% das suas licenças em leilão, as restantes 80% serão atribuídas a título

gratuito, percentagem que irá aumentar progressivamente até 2027 (Jornal Oficial da

União Europeia, 2009).

Após cinco anos consecutivos de um forte crescimento, o valor total do mercado do

carbono estabilizou nos $142 mil milhões. A falta de certezas quanto à regulação pós

2012, levou a que em 2010 as transações de CERs no mercado primário estivessem

abaixo do alcançado em 2005, o início do primeiro período do PQ (World Bank, 2011,

p.52).

51/148


Figura 3-11 Evolução do Mercado do Carbono [$ mil milhões]

CELE (EUAs)

Outras Licenças

Mercado Primário (CERs)

Mercado Secundário

(CERs)

Outros Offsets Total

2005 7,9 0,1 2,60 0,2 0,3 112006 24,4 0,3 5,80 0,4 0,3 31,22007 49,1 0,3 7,40 5,5 0,8 632008 100,5 1 6,50 26,3 0,8 135,12009 118,5 4,3 2,70 17,5 0,7 143,72010 119,8 1,1 1,50 18,3 1,2 141,9

Fonte: World Bank (2011, p.9)

Figura 3-12 Evolução do mercado do carbono [$ mil milhões]

2005 2006 2007 2008 2009 20100

20

40

60

80

100

120

140

160

Licenças CELE Outras Licenças de Emissão MDL Mercado primárioMDL Mercado Secundário Outros Offsets

Fonte: World Bank (2011, p.9)

O carbono é agora apenas uma nova commodity, criada na forma de reduções ou

remoções de emissões e negociado como qualquer outra mercadoria.

3.4 A perspectiva nacional

Segundo o princípio da complementaridade definido no PQ, os países

industrializados devem tomar medidas para reduzir as suas emissões e utilizar os

mecanismos de flexibilização apenas para alcançar parte dos seus compromissos. O

52/148


esforço maior do país deve ser colocado no seu próprio território. No acordo de partilha

de responsabilidades a nível comunitário ficou estabelecido que Portugal não poderia

ultrapassar as suas emissões em mais de 27% em relação aos níveis de emissões

registados em 1990.

O montante de licenças gratuitas atribuídas às instalações em Portugal no período

2005-2007 foi de 106,2 MtCO2 (35,4 MtCO2/ano) mais uma reserva de 8,4 MtCO2 (2,8

MtCO2/ano) para novas instalações, o que representa um total de 114,48 MtCO2 (Diário

da República, 2005, p. 1911). Para o período 2008-2012, foram atribuidas gratuitamente

licenças de emissão correspondentes a 104,4 MtCO2, representando um valor médio

anual de 30,5 MtCO2 mais 4,3 MtCO2/ano como reserva (Diário da República, 2008, p.

107). Estes valores representam uma redução de aproximadamente 8,9%, considerando

as reservas dos dois períodos. Esta diminuição deve-se ao facto de que alguns países

fizeram alocações excessivas, o que levou a um excesso global de licenças, e também

como forma de incentivar os países a diminuir as suas emissões, serem mais eficientes e

promoverem a inovação. Se houver excesso de licenças, o preço destas será baixo e as

empresas terão mais incentivo para comprá-las do que apostarem na eficiência dos seus

processos produtivos.

A quantidade de licenças a atribuir pelo governo português aos vários sectores de

actividade para o período 2005-2007 resultou da análise da informação histórica (1999 a

2004) fornecida pelas várias empresas pertencentes aos diferentes sectores (Ministério

das Cidades, do Ordenamento do Território e Ambiente, 2004, p.13). Para o segundo

período 2008-2012, assumiu-se como referência os resultados do PNAC 2006.

Desde 2001 que Portugal conta com uma Estratégia para as Alterações Climáticas,

documento que enquadrou o desenvolvimento das políticas sobre esta matéria e a

actividade da Comissão para as Alterações Climáticas, criada em 1998.

Portugal dispõe de três instrumentos fundamentais para o cumprimento dos

objectivos nacionais em matéria de alterações climáticas: o PNAC, o Programa

Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão (PNALE) ou National Allocation Plan

(NAP) para o período 2008-2012 (PNALE II), que define as condições a que ficam

sujeitas as instalações abrangidas pelo CELE, e o Fundo Português de Carbono que

dispõe de 348 milhões (Diário da República, 2008, p. 107) de euros para fazer face a um

53/148


possível incumprimento. Para medir e controlar as emissões nacionais é fundamental o

Inventário de Emissões Antropópicas por Fontes e Remoção por Sumidouros de

Poluentes Atmosféricos (INERPA) (Ministério do Ambiente e do Ordenamento do

Território e do Desenvolvimento Regional, 2008, p. 1).

A aposta nacional nas energias renováveis não deixa também de ser uma estratégia

para reduzir o endividamento externo do país. De acordo com a Agência Portuguesa do

Ambiente (2012, p.115) o investimento nas energias renováveis evita a dependência

energética externa (50%), os desequilíbrios na balança comercial, os riscos associados à

volatilidades dos preços dos combustiveis fósseis e promovem a investigação e o

investimento interno.

Figura 3-13Importação de Energia Vs. Produção Renovável [GWh]

2007 2008 2009 2010 20110

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

-18.0

-16.0

-14.0

-12.0

-10.0

-8.0

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

Importação Linear (Importação) PRELinear (PRE) Balança Comercial [mil milhoes €]

Fonte: REN e Pordata (2012, 20 Agosto 2012)

Capitulo 4. Competitividade das empresas

54/148


4.1 Introdução

Vários autores têm diferentes definições para o conceito Competitividade ou

Vantagem Competitiva. Segundo Porter (1985, p.xxi), “competitive advantage is at the

heart of a firm’s performance in competitive markets”, cresce do valor que uma empresa

é capaz de criar e é essencial para um desempenho acima da média no longo-prazo.

Para Prahalad e Hamel (1990), no longo prazo a competitividade deriva da

capacidade da empresa em criar competências core, competências únicas e distintivas,

que são a “aprendizagem colectiva da empresa”. Em empresas diversificadas, com

várias unidades de negócio, com diferentes sistemas informáticos ou processos

estratégicos e onde não há partilha, a verdadeira fonte de vantagem encontra-se na

competência dos gestores em consolidar a capacidade de produção e as tecnologias

disponíveis em competências que capacitam a empresa a adaptar-se a novas

oportunidades.

“The diversified corporation is a large tree. The trunk and major limbs are core

products, the smaller branches are business units; the leaves, flowers, and fruits are end

products. The root system that provides nourishment, sustenance, and stability is the

core competence (Prahalad e Hamel, 1990, p.81)”.

Para Barney (1991, p.102), “uma empresa tem uma vantagem competitiva quando

implementa uma estratégia que cria valor e quando esta não está a ser simultaneamente

implementada por um potencial ou actual concorrente. Esta vantagem competitiva só é

sustentável se a estratégia não estiver a ser duplicada e se os seus benefícios também

não podem ser duplicados”.

Já para Peteraf (1993, p.185), e muito à imagem de Porter, a vantagem competitiva

é definida como “sustained above-normal returns”, permite um desempenho sustentável

acima da média.

De acordo com Teece et al (1997), as capacidades dinâmicas são uma abordagem

estratégica para entender as fontes da vantagem competitiva e representam a capacidade

de uma empresa para renovar as suas competências internas e adaptar-se a um ambiente

empresarial sempre em mudança. Já a vantagem competitiva reside nas competências e

capacidades que estão incorporadas nos processos organizativos, e são estes processos

55/148


que levam a empresa a alcançar uma vantagem competitiva moldada pelo

posicionamento dos seu activos e pelo caminho evolutivo que a empresa seguiu (Teece

et al, 1997, p.518).

Os dois modelos teóricos utilizados para estudar a competitividade das empresas

será o Modelo das 5 forças competitivas e a Teoria RBV.

Figura 4-14 Modelos Teóricos da Competitividade

Competitividade deve-se a factores externos à empresa

1 - Análise Estrutural da Indústria

Modelo das 5 forças competitivas

Competitividade deve-se a factores internos e específicos

da empresa

2 - Recursos e Competências

Teoria RBV

Fonte: Adaptado de Vasconcelos e Cyrino (2000, p.23)

4.2 A análise da competitividade das empresas

De seguida vamos estudar a vantagem competitiva segundo uma análise externa

(Modelo das 5 forças competitivas) e interna (RBV) da empresa. Para Lambin (2000,

p.336), a vantagem competitiva é externa quando “se apoia em qualidades distintivas

do produto”, produto esse que tem um valor acrescido para o comprador devido a um

menor custo de utilização ou a um melhor desempenho. Este tipo de vantagem permite

uma estratégia de diferenciação. Ainda para o mesmo autor, a vantagem competitiva

pode ser interna se a empresa conseguir ter uma vantagem baseada nos custos, sejam

eles custos de produção, de administração ou de gestão do produto.

Modelo das 5 forças competitivas

56/148


O Modelo das 5 forças competitivas estuda, segundo uma análise externa, mais

estática e direccionada para o equilíbrio de mercado, a perspectiva da estrutura da

indústria35 onde a empresa irá competir e quais os factores mais importantes para o

fazer. Este modelo foi desenvolvido por Porter (1979), que utilizou as bases do trabalho

de Edward Mason e Joe Bain sobre a estrutura de uma indústria, conhecido como o

modelo Estrutura-Comportamento-Desempenho ou Structure-Conduct-Performance

(SCP), em que relaciona as características da estrutura da indústria com a estratégia e o

desempenho da empresa e, a partir das características da estrutura da indústria, Porter

elabora a estrutura das forças que definem a concorrência numa indústria. A

compreensão desta estrutura, que para Porter (1980, p.7) “deve ser o ponto de partida

para uma análise estratégica”, e a formulação de uma estratégia, ajuda a empresa a

construir defesas contra forças competitivas ou a encontrar posições na indústria onde

estas forças são mais fracas e onde a empresa as consegue influenciar a seu favor de

modo a aumentar a sua rentabilidade (Porter, 1980, p.4).

Segundo Porter (1979, p.6), o grau de intensidade da competitividade e da

rentabilidade de uma indústria depende de 5 forças competitivas:

1. Ameaça à entrada

2. Ameaça de substituição

3. Poder de negociação dos compradores

4. Poder de negociação dos fornecedores

5. Rivalidade entre as empresas da indústria

Ainda para Porter (1980, p.6), as cinco forças competitivas mostram que a

competição numa indústria vai muito além da competição directa, e todos os seus

intervenientes, os clientes, fornecedores, substitutos e potenciais entrantes, fazem parte

da competição. A concorrência deixa de ter um significado restrito e deve ser entendida

de uma forma mais lata como uma “extended rivalry”. De uma forma geral, “o sucesso

de uma empresa é função de duas áreas: a atractividade da indústria na qual a empresa

compete e o seu posicionamento nesta indústria (Porter, 1991, pp. 99-100) “.

35

57/148


Figura 4-15 Modelo das 5 forças competitivas

Fonte: Porter (2008, p.27)

“The collective strength of these forces determines the ultimate profit potential of

an industry (Porter, 1979, p.2) “.

Explorar mudanças na estrutura da indústria

Independentemente do grau de estabilidade de uma indústria, todas as empresas

estão sujeitas a, entre outras situações, mudança tecnológica e a mudança das

necessidades dos clientes, uma vez que existem forças no ambiente competitivo que

desestabilizam o seu estado natural. É devido a estas transformações, que podem ter

origem no interior ou no exterior da indústria, que as organizações têm necessidade de

se adaptar e evoluir. Para Porter (1979, p.9), “A evolução da indústria é

estrategicamente importante porque a evolução traz consigo mudanças nas fontes de

competição“.

As cinco forças competitivas de Porter providenciam um enquadramento a estas

mudanças de modo a ser possível antecipar o seu impacto na indústria e identificar e

reclamar novas posições estratégicas caso o gestor tenha a capacidade de compreender

58/148


as forças competitivas em jogo e as suas consequências para a indústria. Para Porter

(1980, p.3), “A estrutura da indústria tem uma forte influência em determinar as regras

de competição assim como as estratégias potencialmente disponíveis para a empresa”.

É nestes momentos de mudança que os novos entrantes têm uma palavra a dizer

caso sejam céleres a identificar e compreender estas alterações no tecido estrutural e a

capitalizar a evolução na indústria, como demonstra o caso da EDP, que ocupa

actualmente o terceiro lugar mundial de produtor de energia eólica através da EDPR.

Teoria Resource-based View

Em 1959 Edith Penrose publica “The Theory of the Growth of the Firm”, onde

destaca a importância dos recursos para o crescimento da empresa e marca a génese da

teoria Resource-based View (Wernerfelt, 1984; Barney, 1991 e 2001; Grant, 1991;

Rumelt, 1991; Peteraf, 1993). Neste livro, Penrose discute temas como o crescimento, o

conhecimento, a inovação, os recursos humanos e as oportunidades internas e externas

da empresa que têm como origem os recursos à sua disposição. Para Penrose “A firm is

basically a collection of resources ([1959] 2009, p.68)”, uma colectânea de recursos

unidos por uma estrutura administrativa cujas fronteiras são determinadas pela “area off

administrative coordination” e pela “authoritative communication”36 (Penrose, [1959]

2009, p. 236).

A empresa é uma colectânea de recursos produtivos e a sua função económica é

adquirir e organizar esses recursos, tanto físicos37 como humanos38, para, de uma forma

rentável, fornecer bens e serviços ao mercado (Penrose, [1959] 2009, pp. 235-236).

Penrose destaca a importância dos recursos humanos, nomeadamente os recursos

humanos ligados à gestão da empresa, pois são estes os responsáveis por gerir a

36 Pode consistir na transmissão de instruções detalhadas através de uma hierarquia ou, por outro lado, na existência de regras, objectivos e procedimentos já estabelecidos e aceites (Penrose, [1959] 2009, p.18).37 Os recursos físicos de uma empresa consistem de coisas tangiveis, estruturas, equipamento, terrenos e recursos naturais, desperdícios, stocks, subprodutos, produtos semi-acabados acabados (Penrose, [1959] 2009, p.21).38 Trabalhadores não qualificados e qualificados, de escritório, administrativo, financeiro, legal, técnico e de gestão (Penrose, [1959] 2009, p.22)

59/148


expansão da empresa e porque são recursos únicos, internos à empresa e não acessíveis

ao mercado (Penrose, [1959] 2009, p.41).

A obra de Penrose releva a importância dos recursos internos mas não exclui a

importância dos recursos externos à empresa. A teoria de crescimento é desenvolvida

com ênfase no crescimento interno porém, com o crescimento da empresa, a ênfase é

colocada nas condições externas (Penrose, [1959] 2009, p.5). Estes recursos são então

utilizados para alcançar o objectivo da empresa: organizar a utilização dos seus recursos

internos e, em conjunto com outros recursos adquiridos fora da empresa, produzir e

vender bens e serviços com lucro (Penrose, [1959] 2009, p.28).

Wernerfelt (1984, p.172) por sua vez descreve um recurso como “qualquer coisa

que possa ser visto como uma força ou fraqueza da empresa” ou, de uma maneira mais

formal, “os activos (tangíveis ou intangíveis) que estão ligados semipermanentemente à

empresa” e enumera alguns exemplos: marca, conhecimento ou tecnologia internos à

empresa, recursos humanos especializados, contactos profissionais, maquinaria,

procedimentos eficientes, capital, etc. Wernerfelt define ainda a competição de uma

empresa não apenas como os seus actuais concorrentes mas também as possiveis

empresas entrantes, o conceito de “extended rivalry” de Porter, e o facto da vantagem

competitiva ser sustentável não depende de um determinado período de tempo mas sim

da possibilidade de imitação por parte da concorrência.

Barney (1991, pp.101-106) define os recursos de uma empresa como “all assets,

capabilities, organizational processes, firm attributes, information, knowledge, etc.” e

destaca que nem todos os recursos de uma empresa são estrategicamente relevantes,

alguns poderão impedir a empresa de implementar uma estratégia, outros poderão

influenciar a sua implementação ao diminur a sua eficácia e eficiência ou ainda não ter

qualquer tipo de impacto. Para que os recursos de uma empresa tenham o potencial para

lhe atribuir uma vantagem competitiva sustentável têm que possuir quatro atributos: têm

que ser valiosos, isto é, exploram oportunidades e/ou neutralizam ameaças dentro do

ambiente em que a empresa actua, têm que ser raros para os actuais ou potenciais

concorrentes, têm que ser imperfeitamente imitáveis e não pode existir substitutos

estrategicamente equivalentes.

Crescimento

60/148


Existem factores externos, tais como uma economia em crescimento ou avanços

tecnológicos, que influenciam a velocidade e a direcção do crescimento de uma

empresa, porém, este crescimento não pode ser inteiramente compreendido sem uma

análise à natureza da própria empresa. Para Penrose (1995, p.532) a discussão está nos

incentivos internos e nos limites do crescimento, “uma teoria do crescimento da

empresa que não está relacionada com acontecimentos externos e fortuitos”. O processo

de crescimento da empresa propicía a entrada de novos colaboradores e um aumento

geral do conhecimento, capacidade e eficiência dos recursos humanos existentes e o

desenvolvimento de novos serviços especializados (Penrose, [1959] 2009, p.47).

“This increase in knowledge not only causes the productive opportunity of a firm to

change in ways unrelated to changes in the environment, but also contributes to the

“uniqueness” of the opportunity of each individual firm (Penrose, [1959] 2009, pp.47-

48)“.

Ao planear uma expansão a empresa considera dois tipos de recursos: os que possui

e aqueles que tem de obter do mercado. A disponibilidade de recursos existente dentro

de uma empresa cria oportunidades e os recursos não utilizados são simultaneamente

para a empresa um desafio para inovar, um incentivo para expandir e uma fonte de

vantagem competitiva. Eles facilitam a introdução de novas combinações de recursos

dentro da empresa através da inovação (Penrose, [1959] 2009, pp.75-76).

O Director da Direcção Mercados de Energia da EDP destaca a importância da

aquisição de empresas menores para o crescimento da EDPR:

“Neste mercado ganhar dimensão implica adquir empresas mais pequenas

tal como a EDPR tem feito, nomeadamente na Peninsula Iberica, tem sido

muito mais através destas aquisições do que por novas construções.”

Segundo Grant (1991, pp. 116-117), num mundo onde as preferências dos

consumidores são voláteis, onde a sua identidade está em mudança e onde as

tecnologias para os servir estão continuamente a evoluir, uma empresa com uma

orientação externa não providencia uma fundação sólida capaz de desenvolver uma

estratégia no longo prazo. Quando o ambiente externo está em constante fluxo, os

recursos e competências da empresa podem ser uma base muito mais estável para

definir a sua identidade. Já a capacidade da empresa em obter rendimentos acima da

61/148


média depende de dois factores: da atractividade da indústria em que está inserida e sua

capacidade de obter uma vantagem competitiva sobre os seus concorrentes.

Barreiras de entrada

Para Penrose (Penrose, [1959] 2009, pp.120-121), no longo prazo e mesmo

possuindo uma inovação revolucionária, a rentabilidade, sobrevivência e crescimento da

empresa não depende tanto da eficiência com que consegue organizar a produção como

da sua habilidade em estabelecer uma ou mais “bases impregnáveis”, a partir das quais

consegue adaptar e alargar as suas operações num mundo competitivo e sempre em

mudança, conceito este semelhante às barreiras de entrada de Porter.

Embora para Wernerfelt (1984, p.171) haja uma clara distinção entre produtos e

recursos há simultaneamente uma complementaridade entre eles, “resources and

products are two sides of the same coin”, isto é, a maioria dos produtos necessita dos

serviços de vários recursos. Wernerfelt defende que há recursos que possibilitam a

obtenção de elevados rendimentos e que, analogamente às barreiras de entradas,

constituem o que denomina de barreira de posição de recurso39.

Segundo Wernerfelt (1984, pp.173-174) as barreiras de entrada apenas relacionam

incumbentes e possíveis entrantes enquanto as barreiras de posição de recurso

relacionam também possíveis entrantes entre si. Porém, tal como mencionado

anteriormente, existe uma dualidade entre os dois conceitos, entre barreira de posição de

recurso e barreira de entrada, entre recursos e produtos. Existem recursos como a

lealdade dos consumidores, a experiência no processo produtivo, a liderança tecnológica

ou as fusões e aquisições de empresas, que criam uma oportunidade de transaccionar

recursos que de outra forma não estariam acessíveis, que criam barreiras de posição de

recursos devido às suas características e à forma como estes recursos foram obtidos.

“Uma barreira de entrada sem uma barreira de posição de recurso deixa a empresa

vulnerável a entrantes diversificados, enquanto uma barreira de posição de recurso sem

uma barreira de entrada impossibilita a empresa de explorar a barreira (Wernerfelt,

1984, p.173)”.

39 Resource position barriers

62/148


Para Barney (1991, pp.105-106), a existência das barreiras de entrada significa que

as empresas têm que estar a implementar estratégias diferentes das empresas entrantes,

utilizando para tal recursos heterogéneos e intransmissíveis.

First-mover

Para Wernerfelt (1984, p.173) existem vantagens para uma empresa first-mover

uma vez que o facto de estar implementada num mercado irá afectar os custos e/ou os

rendimentos de posteriores entrantes. Nesta situação, o incumbente beneficia de uma

barreira de posição de recurso.

No caso de a empresa ser first-mover, esta pode recolher benefícios através do

acesso a um canal de distribuição, criar boas relações com os clientes, etc, e assim

ganhar uma vantagem competitiva. Porém, se houver empresas com recursos idênticos,

não é possível obter vantagens de first-mover se não houver acesso a um recurso único:

a informação sobre uma oportunidade. Esta contrariedade não significa que não é

possível haver first-movers mas sim que tem que haver heterogeneidade nos recursos

que as empresas controlam (Barney, 1991, p.104). Daí ser este um critério importante a

selecção dos mercados por parte da EDP.

A integração de ideias na RBV

Devido às sobreposições de ideias dos vários autores e de forma a facilitar a

continuação do trabalho sobre a teoria RBV, Peteraf (1993, p. 180) tentou sintetizar

estas ideias num modelo composto por quatro condições inter-relacionadas e em que

todas têm que ser alcançadas para haver vantagem competitiva: “heterogeneidade”,

“limites à competição ex post”, “mobilidade imperfeita” e “limites à competição ex

ante”.

Quanto à heterogeneidade, o modelo RBV assume que as empresas de uma

indústria possuem recursos estratégicos heterogéneos, que os mesmos não são

perfeitamente móveis entre empresas e que assim a heterogeneidade pode ser

sustentável no tempo (Barney, 1991, p. 101). Para Peteraf (1993, pp. 180-182) a

heterogeneidade implica que empresas com recursos marginais apenas podem recuperar

63/148


o seu investimento e que apenas as empresas com recursos superiores podem competir

no mercado e gerar rendas40.

“What is key is that the superior resources remain limited in supply. Thus, efficient

firms can sustain this type of competitive advantage only if their resources cannot be

expanded freely or limited by other firms (Peteraf, 1993, p. 181)“.

As rendas apenas são sustentáveis no tempo se o mesmo suceder com a

heterogeneidade, e a sustentabilidade só perdurará se existir limites à competição ex

post, isto é, após as empresas alcançarem uma posição estratégica e começarem a

ganhar rendas, é necessário criar forças que limitam a competição pelas rendas (Peteraf,

1993, p. 182).

Rumelt (1984, p.141) utilizou o termo “isolating mechanisms”41 para definir “the

phenomena that make competitive positions stable and defensible”, as ditas forças que

protegem as empresas da imitação e que preservam as rendas podemos assim concluir

que estas forças são análogas às barreiras de entrada de Porter (Porter, 1980). Muitos

destes mecanismos de isolamento surgem como vantagens de first-mover ou, mais

concretamente, do primeiro first-mover com sucesso.

Tabela 4-5 Mecanismos de Isolamento

Potenciais Fontes de Renda Mecanismos de isolamento

Mudanças no preço Activos especializados

40 Rendas Ricardianas ou Rendas de Monopólio41 Mecanismos de Isolamento

64/148


Fonte: Rumelt (1984, p.141)

A Tabela 4-5 identifica potenciais fontes de renda e mecanismos de isolamento. As

fontes de renda são criadas essencialmente por mudanças inesperadas no ambiente

devido à existência de incerteza, e é a sobreposição dos mecanismos de isolamento com

a incerteza que criam uma estratégia. Para Rumelt (1984, p.142), a estratégia pode ser

explicada como um conjunto de eventos inesperados que criaram ou vão criar rendas e

trabalhar em conjunto com os mecanismos de isolamento, que por sua vez vão actuar

para preservar as rendas.

Um trabalho particularmente importante e que oferece uma perspectiva sobre os

limites à imitação da posição de uma empresa é o de Dierickx e Cool (1989). Este

trabalho tem como foco principal os recursos e capacidades imóveis que são

desenvolvidos e acumulados dentro da empresa, recursos dificilmente imitáveis e com

uma forte componente tácita42. Estes recursos são “path dependent”, isto é, a estes

recursos precede investimento, aprendizagem e desenvolvimento dentro da empresa

aumentando assim a ligação e a imobilidade dos recursos a esta.

“Generic labor is rented in the market; firm-specific skills, knowledge and values

are accumulated through on the job learning and training (Dierickx e Cool, 1989, p.

1505)”.

Os recursos são perfeitamente imóveis se não puderem ser transaccionados ou

imperfeitamente móveis se puderem ser transaccionados. Porém, são mais valiosos na

empresa “original” pois são de alguma forma especializados para as necessidades de

uma empresa em particular ou porque o seu custo de transacção é excessivamente

elevado. Já o seu custo de oportunidade é significativamente inferior que o seu valor

para a empresa actual, o que significa que o cálculo da renda gerada pelo recurso não 42 O conhecimento tácito consiste de competências técnicas (know-how) e numa dimensão cognitiva, dificilmente articulável e transmissível (Nonaka, 1991, p.98)

65/148


será demasiadamente influenciado pelo seu custo de oportunidade. Ao contrário da

definição convencional, Peteraf (1993, pp. 183-184) não considera o custo de

oportunidade como o valor do recurso se este for empregue na sua segunda melhor

utilização, mas sim o seu valor se empregue no seu segundo utilizador mais valioso. Isto

é, de acordo com Peteraf o uso poderá ser idêntico apenas muda o utilizador.

Tanto os recursos móveis como os perfeitamente imóveis, ao terem como

característica serem pouco transaccionáveis estão ligados à empresa, têm como

vantagem o facto de haver menos probabilidade de serem objecto de imitação, poderem

ser utilizados no longo prazo e oferecer assim uma vantagem competitiva sustentável.

A última condição para que a empresa tenha uma vantagem competitiva

sustentável, os limites ex ante à competição, significa que, previamente a uma empresa

obter uma posição superior para os seus recursos, deve haver uma competição limitada

para essa posição. Se eventualmente várias empresas se apercebem que ocupando uma

dada posição obtêm uma vantagem inimitável sobre a demais concorrência, o que

acontece é que os possíveis lucros serão diluídos através de uma concorrência feroz.

Assim, para obterem lucros acima do normal, as empresas devem ter alguma visão, ou

eventualmente sorte, para poderem ocupar uma posição e não entrarem em concorrência

(Peteraf, 1993, p. 185).

Figura 4-16 Os Pilares da Vantagem Competitiva

66/148


Fonte: Peteraf (1993, p.186)

Assim, e de acordo com Peteraf (1993), quatro condições devem ser criadas para

que a empresa obtenha, de uma forma sustentável, rendimentos acima da média: a

heterogeneidade de recursos cria rendas Ricardianas ou de monopólio, os limites ex post

à competição impedem que as rendas sejam limitadas pela competição, a mobilidade

imperfeita assegura que recursos valiosos permaneçam dentro da empresa e que as

rendas sejam partilhadas e os limites ex ante à competição asseguram que os custos não

descompensem as rendas.

4.3 Regulação ambiental, inovação e competitividade

Segundo Porter e van der Linde (1995a, p. 97), a relação entre as metas ambientais

e a competitividade industrial tem sido vista erradamente como “um tradeoff entre os

benefícios para a sociedade e os custos privados das empresas”. Se considerarmos um

ambiente onde os produtos, processos e tecnologia são estáticos, em que não evoluem e

onde as empresas já tomaram as suas decisões para reduzir os custos, a regulação

ambiental irá inevitavelmente aumentá-los, reduzir a sua competitividade e cota de

mercado nos mercados internacionais, nomeadamente nos mercados onde a regulação

não é exigida. Contudo, o paradigma da competitividade tem vindo a ser alterado,

67/148


passando de estático para dinâmico, e na génese desta alteração está a inovação. A

competitividade industrial nasce de uma produtividade superior, quer seja através de

uma maior redução dos custos que os seus concorrentes quer seja pela capacidade em

oferecer produtos com um valor superior e que justifiquem um preço premium. Deste

modo, a vantagem competitiva assenta não num modelo estático mas sim num

dinâmico, na capacidade de inovar e melhorar, conceitos que desbloqueiam as antigas

restrições (Porter e van der Linde, 1995a).

Figura 4-17 Hipótese de Porter

Fonte: Professora Doutora Cristina Chaves,

Aulas do Mestrado em Economia e Gestão do Ambiente, 2011

Para Porter e van der Linde (1995b, p. 128), a regulação ambiental é útil porque:

1. Cria uma pressão externa para motivar as empresas a inovar, tirá-las da sua

inércia organizacional e incentivar a criatividade;

2. Melhora a qualidade ambiental em casos em as melhorias não compensem

por completo o custo ou nas situações em que é necessário tempo para obter

resultados;

68/148


3. Alerta as empresas sobre possíveis ineficiências de produtos ou processos e

potenciais áreas de melhoria tecnológica;

4. Cria a ideia que em geral a inovação de produtos e de processos é positiva

para o ambiente;

5. Cria a procura de melhorias ambientais até que as empresas e clientes sejam

mais capazes de perceber e medir as ineficiências dos recursos provocados

pela poluição;

6. Nivela a competição durante o período de transição das soluções ambientais

com base na inovação, assegurando que uma empresa não ganha

posicionamento ao evitar investimentos ambientais. A regulação

providencia um buffer temporal para as empresas inovadoras até que os

efeitos dessa aprendizagem possam reduzir os custos do desenvolvimento

tecnológico.

Ainda segundo Porter e van der Linde (1995a), para estimular a inovação a

regulação ambiental deve focar-se nos resultados e não nos processos, o que significa

que nem todas as regulações ambientais incentivam a inovação. Apenas uma regulação

ambiental correctamente delineada pode dar azo a innovation offsets, inovações que,

total ou parcialmente, podem compensar os custos de cumprir com tais regulações. A

partir deste argumento Jaffe e Palmer (1996) dizem que é possível distinguir pelo menos

três variações da HP: uma versão limitada (narrow), uma versão fraca (weak) e uma

versão forte (strong).

Limitada: apenas certos tipos de regulação ambiental incentivam a inovação;

Fraca: a regulação ambiental coloca restrições às oportunidades de lucro, o que

vai influenciar a resposta das empresas, nomeadamente investimentos para

cumprir com a regulação a um custo menor. Esta versão diz que a regulação

apenas vai incentivar certos tipos de inovação e que tem um custo de

oportunidade superior aos seus beneficios (ignora os custos sociais);

Forte: Defende que existem oportunidades de lucro que a empresa ainda não

descobriu. A regulação vai incentivar a empresa a alargar os seus horizontes e a

69/148


descobrir novos produtos ou processos que são rentáveis e cumprem com a

regulação.

Ainda para Porter e van der Linde (1995b, p.122), as innovation offsets são

frequentes pois ao reduzirem os níveis de poluição, as empresas estão a aumentar a

produtividade dos seus processos onde os recursos são utilizados visto que no fundo, a

poluição não passa de um desperdicio económico. Estas inovações para além de

reduzirem o custo de cumprimento também podem criar vantagens competitivas para as

empresas em países que não estão sujeitos a semelhantes regulações. Resumidamente,

as empresas podem beneficiar da existência de regulações mais rigorosas que as que os

seus competidores enfrentam pois ao estimular a inovação, a regulação ambiental pode

promover a competitividade.

“The early movers – the companies that can see the opportunity first and embrace

innovation-based solutions – will reap major competitive benefits (Porter e van der

Linde, 1995b, p.130)”.

4.4 Redução dos Custos e Aumento das Receitas

Tal como Porter e Van der Linde (1995a), consideramos que num ambiente

industrial dinâmico a regulação ambiental pode significar não só beneficios ambientais

mas também o aumento do lucro através da redução dos custos e do aumento das

receitas da empresa.

À medida que as novas tecnologias entram no mercado elas vão-se aperfeiçoando e

o custo dos equipamentos vai diminuindo, a tecnologia aproxima-se da sua fase de

maturidade e a diminuição dos custos faz-se pela via da eficiência de processos.

O aumento das receitas pode ser feito através da capacidade dos activos da empresa

de funcionarem como um centro de lucro ao gerarem créditos de emissão, a

possibilidade de passarem o custo de oportunidade das licenças de emissão recebidas

gratuitamente ao abrigo do CELE, para o custo da electricidade e o preço premium que

recebem através dos diferentes esquemas de remuneração criados pelos diferentes

Governos interessados em incentivar a aposta nas energias renováveis.

70/148

Combust.Fósseis Custos “Pass through”

CUSTOS RECEITAS

Aumento dos Beneficios Ambientais e do Lucro da Empresa

REGULAÇÃO AMBIENTAL

+


Figura 4-18 Regulação Ambiental, Beneficios Ambientais e Aumento do Lucro da Empresa

Fonte: Adaptado de Oberndorfer, U. e Rennings, K. (2006)

Mas para a avaliação da competitividade de uma empresa é necessário ter em linha

de conta a sua posição no mercado face aos seus concorrentes e a sua capacidade de

assegurar a sua vantagem competitiva no longo prazo (Porter, 2008 e Rumelt, 1984). O

estudo de caso será analisado segundo a Figura 4-18.

Capitulo 5. Metodologia

71/148


Começámos por fazer uma revisão da literatura para analisar o estado da arte no

domínioo da regulação ambiental no sector energético e da competitividade da empresa.

A seguir, para a análise do caso fizemos uma pesquisa de dados secundários através de

artigos, relatórios e publicações sobre a empresa, os concorrentes e o sector.

Recolhemos também dados primários directamente no Grupo EDP através de

entrevistas e para tal, com o objectivo de compreender o negócio na sua totalidade, os

entrevistados pertenciam a diferentes empresas do Grupo EDP: EDP, EDP Brasil, EDPR

e EDPR Brasil.

Assim sendo, foram elaborados vários guiões de entrevista que foram sendo

adaptados à medida que se foi progredindo na compreensão do negócio e foram sendo

identificados os aspectos a aprofundar. Ao longo do trabalho foi importante o facto de a

informação ser tratada por alguém que é um observador participante.

Para a compreensão do funcionamento do negócio na sua totalidade comecámos

por entrevistar os responsáveis pela gestão operacional e seguidamente entrevistámos os

gestores de top. Nesse sentido começámos por entrevistar o Emissions Trader and

Carbon Compliance Strategist da Unidade de Negócios Gestão de Energia da EDP,

Engenheiro Pedro Assunção Matos, o Environmental Manager da EDPR Brasil,

Engenheiro Archimedes da Silva Júnior, a Analista no Remote Operations and

Performance Infrastructures da EDPR, Filipa Joana Abreu e o Chefe de Turno do

Remote Operations and Dispatch Center da EDPR, Engenheiro Frederico Mendes

Moreira.

Para ajudar a compreender a estratégia foram entrevistados o Director da Direcção

Sustentabilidade e Ambiente da EDP, Engenheiro António Neves de Carvalho, o

Director da Direcção Mercados de Energia da EDP, Engenheiro Henrique Lobo

Ferreira, o Gestor Executivo do Departamento de Inovação da EDP Brasil, Doutor João

Brito Martins, a Responsável pelo Departamento de Gestão de Energia da EDPR,

Engenheira Maria Paz Garcia Alajarin e o Responsável do Remote Operations and

Dispatch Center da EDPR, Engenheiro Vitor Fonseca.

Num segundo momento, para a análise empírica seguiu-se a metodologia do estudo

de caso dado que o que se pretende é responder a uma pergunta “como”. O estudo de

caso é a metodologia mais adequada quando a questão de investigação é o “como” ou o

72/148


“porquê” e quando diz respeito a um “conjunto de eventos contemporâneos sobre os

quais o investigador tem pouco ou nenhum controlo (Yin, 1994, p. 9)”. Nesta situação

interessa que seja um estudo longitudinal percorrendo os vários níveis dentro da

empresa desde o operacional e estratégico ao nacional e internacional.

O estudo de caso é um método de investigação empirica que combina múltiplas

fontes de dados tais como artigos, relatórios, entrevistas e participação directa para se

obter uma perspectiva alargada de uma organização ou fenómeno no seu contexto real

(Cooper e Schindler, 2008; Eisenheart, 1989 e Yin, 1994). Ainda para Yin (1994, p.106),

a utilização de múltiplas fontes de dados é um aspecto importante que assegura a

validação e a confiança da metodologia.

73/148


Capitulo 6. Estudo de Caso

O Grupo EDP é uma utility verticalmente integrada. É o maior produtor,

distribuidor e comercializador de electricidade em Portugal, a terceira maior empresa de

produção de electricidade e um dos maiores distribuidores de gás na Península Ibérica e,

tal como em Portugal, também desenvolve as actividades de produção, distribuição e

comercialização de electricidade no Brasil. A EDP tem hoje uma presença relevante no

panorama energético mundial com os seus 9,8 milhões de clientes de energia eléctrica e

mais de 12 mil colaboradores, nos 13 países onde está presente (EDP, 2013). No

primeiro semestre de 2013, a EDP detinha uma capacidade instalada de 22,7 GW,

através dos quais produziu 32,2 TWh e 77% desta energia tem origem em fontes de

energia renováveis (EDP, 2013a).

Figura 6-19Organigrama Grupo EDP

Fonte: EDP (2013a, p. 38)

A Visão do Grupo EDP

“Uma empresa global de energia, líder em criação de valor, inovação e

sustentabilidade (EDP, 2013a, p. 12)”.

O plano estratégico da EDP para combater as alterações climáticas foi apresentado

em 2008 no Dia do Investidor (EDP, 2008). O Conselho Executivo do Grupo colocou

74/148

- 56%

- 70%


como objectivo a redução do factor de emissão (FE) ou Emission Factor (EF) de CO2

para 56% em 2012 (270 tCO2/MWh) relativamente às emissões registadas em 2005

(600 tCO2/MWh) através do investimento nas “tecnologias limpas”. Este objectivo foi

ultrapassado em 2010, um ano particularmente rico em potencial eólico e com elevada

hidraulicidade.

Em 2009, ainda antes de alcançar o objectivo inicial, através de um comunicado a

EDP propos-se a um objectivo ainda maior: diminuir o FE de 400 tCO2/MWh registado

em 2008 em 70% (120 tCO2/MWh) até ao final de 2020 (EDP, 2009).

Figura 6-20 Emissões de CO2 [tCO2/MWh] do Grupo EDP e Objectivos de Redução

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2020

600

485457

387362

244285 274

120

Fonte: EDP (2012a, p.74)

Na sequência do seu desempenho nas vertentes económica, social e ambiental, em

20113 a EDP foi reconhecida como a melhor empresa mundial nos índices Dow Jones

de Sustentabilidade no sector das utilities (EDP, 2013b).

A EDP está presente na actividade de produção de energia eólica e solar através da

EDPR, que é desde 2009 o terceiro maior operador mundial no sector eólico e tem

actualmente 7,8 GW de potência instalada (EDPR, 2013a, p. 4).A EDPR tem parques

75/148

...

....


eólicos em Portugal, Espanha, França, Bélgica, Polónia, Roménia, Itália, Estados

Unidos e Brasil, e também está a desenvolver projectos eólicos no Canadá e eólicos

offshore no Reino Unido (EDP, 2013a).

O sector energético evolui no sentido das energias renováveis, sendo para aí

canalizada a inovação. Em 2012 a EDPR apostou numa nova tecnologia de produção de

energia eléctrica através de fontes renováveis na Roménia, a energia solar fotovoltaica

(EDPR, 2013b). A EDPR, o objecto do nosso estudo, é o terceiro maior produtor

mundial de energia eólica apenas atrás da espanhola Iberdrola e da norte-americana

NextEra.

Figura 6-21TOP 5 Produtores Mundiais de Energia Eólica [TWh]

Iberdrola NextEra EDPR Longyuan Acciona

27.9

24.6

16.8

13.4 12.7

Fonte: EDP Renováveis (2012a, p.21)

Já a estratégia da EDPR assenta em 3 princípios basilares: Crescimento Orientado,

Eficiência Superior e Risco Controlado (EDP Renováveis, 2012a, pp.24-25).

A Visão da EDPR

“Uma empresa global no setor das energias renováveis, líder na criação de valor,

na inovação e na sustentabilidade (EDP Renováveis, 2012a, p.20)”.

76/148


A Missão da EDPR

“Pretendemos ser um líder de longo prazo no sector das energias renováveis,

procurando obter credibilidade através da estabilidade, da criação de valor, da

responsabilidade social, da inovação e do respeito pelo ambiente (EDP Renováveis,

2012a, p.20)”.

A empresa está presente ao longo de toda a cadeia de valor da produção de energia,

não tendo presença na distribuição ou comercialização da energia produzida. As suas

actividades chave incluem o planeamento, construção, operação e manutenção dos

parques eólicos (EDP Renováveis, 2012a). Está actualmente presente em 11 países e

identificou como uma boa oportunidade devido aos seus recursos eólicos e esquemas de

remuneraçãos, 7 mercados emergentes: Turquia, Peru, África do Sul, México, Chile,

Marrocos e Ucrânia (EDP Renováveis, 2012b). Para Gorka Tormo (EDP University,

2013a), analista no departamento Investments and M&A da EDP, em 2012 foram

analisados a Turquia e a Ucrânia mas não houve continuidade devido ao risco inerente

da instabilidade política.

Uma das prioridades estratégicas do plano de negócios 2012-2015 da EDP é tornar

o mix de geração mais renovável através de uma potência instalada renovável superior a

70% do total de potência instalada (EDP, 2013a, p. 32). Actualmente, este valor já

representa mais de 50% de toda a potêncial instalada do Grupo EDP (Figura 6-22).

Importa referir que as centrais hidroeléctricas, embora fontes de energia renovável,

fazem parte do portfólio da EDP e não da EDPR.

77/148


Figura 6-22 Peso da EDPR no Grupo EDP (MW)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

12,407 12,624

14,18915,049 15,314 15,729 15,393

1,180

2,8994,400

5,5756,676

7,483 7,987

EDP EDP Renováveis

Fonte: EDP (2013, 2011 e 2009)

Devido à imprevisibildiade dos recursos renováveis, e tal como indicámos no ponto

2.2, embora as centrais convencionais tenham a sua importância no equilibrio do

sistema eléctrico devido à sua previsibilidade, a figura seguinte demonstra exactamente

a importância crescente das renováveis no fornecimento de energia superando os 50%

de energia produzida a partir de fontes renováveis em 2012.

Ilustração 2 Produção (GWh) EDP e EDPR

78/148

10% 23%

52%31% 37% 44% 48%


2008 2009 2010 2011 2012

41,10043,375 44,882

41,593

36,213

7,80710,907

14,40016,800

18,445

EDP EDPR

Fonte: EDP (2013, 2011 e 2009)

Relativamente à importância das energias renováveis no Grupo EDP, de acordo

com o Director da Direcção Sustentabilidade e Ambiente da EDP:

“É inevitável que se continue a trabalhar na descarbonização global da

economia o que significa que a electricidade será cada vez mais a energia

prime dentro deste processo a nível mundial e todo o ónus aparecerá do lado

da produção desta electricidade que é o mais isenta de carbono possível. As

tendências de todos os sectores de actividade será a de procurar formas de

energia eléctrica limpas e que se garanta o mais possível a auto-suficiência

energética. A tendência irá ser claramente a existência de um

engrandecimento das energias renováveis o mais limpas possíveis e

economicamente viáveis e de certeza absoluta que a tecnologia fotovoltaica

será determinante neste processo de descarbonização da economia.”

O Director da Direcção Mercados de Energia da EDP dá outra perspectiva quanto

ao crescimento das energias renováveis, nomeadamente quanto ao seu impacto nos

custos da electricidade:

“A grande luta das empresas ao nível da regulação do sector tem sido que

não lhes cortem nos subsidios. O preço de mercado, à medida que há mais

renováveis há menos custos variáveis de combustíveis logo, o preço de

79/148


mercado tende a cair e se não existirem subsidios as remunerações

diminuem.”

Ainda segundo a Responsável pelo Departamento de Gestão de Energia da EDPR,

o aumento substancial das renováveis na rede eléctrica pode ter efeitos indesejáveis:

“O sector eléctrico sempre foi um sector chave e critico na economia dos

países. O crescente aumento das várias tecnologias renováveis nas redes

eléctricas trará grandes desafios na integração das várias tecnologias

renováveis quer ao nível do mercado como ao nível operacional.”

A EDPR é composta por uma equipa dinâmica, qualificada e experiente constituída

por 861 colaboradores na Europa, E.U.A. e Brasil (EDPR, 2013c). Os seus gestores têm

em média 14 anos de experiência no setor da energia e 8 anos de experiência no setor

das energias renováveis. Quanto à formação, 72% dos seus funcionários têm um

diploma universitário e os restantes 28% possuem um diploma ou certificação. Existe

uma cultura empreendedora e dinâmica na EDPR com uma cultura que atrai

colaboradores altamente qualificados e motivados e que permite o seu crescimento

(OnRenew, 2013, p. 11).

É visível através do contínuo aumento progressivo na capacidade instalada e dos

montantes do investimento operacional, que as energias renováveis são uma séria aposta

do Grupo EDP.

Figura 6-23 EDPR: Capacidade instalada e Investimento Operacional

2007 2008 2009 2010 2011

2.9

4.4

5.6

6.77.5

1.392.09

1.661.23

0.83

6

8 8

11 11

Capacidade Instalada [GW] Investimento Operacional [mil milhões €]

Nº Geografias

Fonte: EDP Renováveis (2012a, pp.24-33)

80/148


Com a ajuda da fig. 4-5, que relaciona a regulação ambiental com o aumento do

lucro e os beneficios ambientais, vamos analisar o estudo de caso da EDPR através da

análise da diminuição dos custos e do aumento das receitas.

6.1 Análise dos Custos

Na figura seguinte podemos confirmar que os custos de produção de electricidade a

partir de fontes de energia renovável é substancialmente inferior ao mesmo processo

mas realizado através da queima de combustíveis fósseis. Numa perspectiva ambiental,

os custos do Grupo EDP podem ser reduzidos através de um menor consumo de

combustíveis fósseis das centrais termoeléctricas, que se traduz num aumento das

reduções de emissões de CO2 e também através de um aumento da eficiência dos

principais activos físicos da EDPR, os parques eólicos.

Figura 6-24 Custos de produção (€/MWh) da EDP e EDPR

2008 2009 2010 2011 2012

42.440.2 39.9 40.4

49.7

10.59.1 8.9

16.018.9

EDP EDPR

Fonte: EDP (2013, 2011 e 2009) e EDPR (2013a, 2011 e 2009)

81/148


6.1.1 Custos associados à utilização de combustíveis fósseis

No Grupo EDP, a gestão da carteira das licenças de CO2 é essencial para o negócio

core da empresa, a produção de electricidade. Para Pedro Matos (entrevista pessoal),

relativamente ao cálculo do custo do combustível de uma central termoeléctrica, dentro

da EDP “as licenças são assim geridas como o próprio combustivel das centrais

termoeléctricas e o preço do CO2 (PCO2) é incorporado nas decisões de produção” e

para tal utilizam a equação seguinte, desenvolvida no ponto 2.3 Externalidades ambientais do

sector eléctrico.

“O modelo de negócios das energias renováveis é fundamentalmente baseado na

necessidade de produzir energia mais barata e mais limpa. Quando maior for o

aumento dos preços do petróleo mais se torna evidente que esta tendência de médio

prazo está correcta (João Manso Neto, CEO EDPR, Jornal de Negócios Online, 2012)”.

A volatilidade dos preços do petróleo já não tem tanto impacto no Grupo EDP

devido à sua estratégia de diminuição de emissões de CO2e. O objectivo é diminuir em

70% até 2020, face ao ano de referência de 2008, através da aposta em energias

renováveis, nomeadamente a eólica e a hídrica, no investimento em centrais

termoeléctricas mais eficientes e menos poluentes (gás natural) e no

descomissionamento progressivo das centrais a fuelóleo, um derivado do petróleo (EDP,

2012a, p.73).

82/148

C p=F

PCI⋅η+PCO 2⋅ee p+CO∧M


Figura 6.1.1-25 EDP: Consumo de Energia e Emissões de CO2e evitadas

2007 2008 2009 2010 20110

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000166,152

121,423132,628

81,816

112,425

63,503

90,180 89,05178,581

64,016

15,117 11,292 6,105 1,566 679

10,127 10,28513,844

18,247 18,040

Carvão (TJ) Gás natural (TJ) Fuelóleo (TJ) CO2 evitado pela utilização de energias renováveis (kton)

Fonte: EDP (2012a)

Redução das emissões de CO2

As instalações termoeléctricas da EDP na Península Ibérica43 estão abrangidas pelo

CELE, que constitui a nível da UE o mais importante mecanismo de mercado no

combate às alterações climáticas.

O processo encontra-se no chamado segundo período de compromisso de Quioto

(2013-2020) e o mercado de licenças de emissões de CO2 que cobre este período

encontra-se regulado em Portugal pelo PNALE II e em Espanha pelo Plan Nacional de

Asignación de Derechos de Emisión de Gases de Efecto Invernadero (PNADE) (EDP,

2012a, p.206).

43 Anexo 5 - EDP: Instalações eléctricas na Península Ibérica

83/148


Figura 6.1.1-26 Grupo EDP: Emissões Atribuídas e Reais [MtCO2]

2008 2009 2010 20110.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

18.44 18.19 18.36 18.5419.78 20.00

14.7016.88

Emissões Atribuídas Emissões Reais

Fonte: EDP (2012a e 2009)

No âmbito do CELE, em 2008 foi atribuído gratuitamente ao Grupo EDP 18,44

MtCO2 de licenças de emissão, menos 27% do que na fase piloto do PQ (2005-2007).

O ano foi relativamente seco, com um índice de hidraulicidade ou Índice de

Produtibilidade Hidroelétrica (IPH) abaixo do ano médio, o que forçou a EDP a recorrer

mais às centrais termoeléctricas para satisfazer as necessidades dos sistemas eléctricos.

Este facto teve consequências ao nível da gestão das licenças de CO2 já que a EDP

excedeu aproximadamente 7,3% dos créditos que lhe foram atribuídos gratuitamente

resultando num deficit de 1,34 MtCO2 (EDP, 2009, p.107).

O ano de 2009 foi menos seco que o anterior, apresentou um IPH superior a 2008,

permitindo uma maior contribuição da energia hídrica, contudo, foi novamente

necessário recorrer demasiado às centrais termoeléctricas para satisfazer as necessidades

dos sistemas eléctricos. A EDP excedeu aproximadamente 9,9% dos créditos que lhe

foram atribuídos gratuitamente.

Assim, em 2008 e 2009 houve necessidade de compensar o excesso das emissões

directas de GEE através da aquisição de títulos no mercado (2008) e com recurso à

84/148

+ 7,3% + 9,9% - 19,9% - 8,9%


utilização de créditos disponíveis na carteira gerida centralmente pela UNGE (2009)

(EDP, 2010a, pp.86-87).

Em 2010, a produção de base renovável (eólica e hídrica) contribuiu com 65,2% da

produção total do mix energético e para tal beneficiou do facto de ter sido um ano com

um IPH particularmente elevado (IPH=1,31) e com um índice de eolicidade (IE)

superior à média (IE=1,08), resultando numa menor utilização de combustíveis fósseis.

Uma das consequências desta forte contribuição das fontes renováveis foi alcançar a

meta traçada em 2005 para ser alcançada em 2012 quanto à redução das emissões de

CO2 do Grupo. Da carteira de licenças de CO2 atribuídas no âmbito do CELE, resultou

um superavit de 3,66 MtCO2 que transitou para 2011 (EDP, 2011a, p.101).

Em 2011, embora com um contributo de 63,6% das fontes renováveis para a

produção total do Grupo, o desempenho da EDP foi influenciado por um IPH inferior ao

ano médio o que originou uma maior utilização das centrais termoeléctricas para

satisfazer os consumos. As emissões directas de GEE, provenientes da combustão

estacionária nas centrais termoeléctricas, foram de 16,9 MtCO2, um valor superior a

2010 mas ainda assim inferior às licenças atribuídas, resultando num superavit de 1,66

MtCO2. A gestão da carteira de licenças de emissão de CO2e passou pela utilização de

créditos adquiridos de projectos MDL e IC em que a EDP participa directamente ou

como offtaker, bem como a regularização em mercado do balanço de emissões (EDP,

2012a, p.74).

Tabela 6.1.1-6 Portugal: Índices IPH e IE

2007 2008 2009 2010 2011

IPH 0,77 0,56 0,77 1,31 0,92

IE 0,93 1,01 1,03 1,08 0,97Fonte: REN (2012c)

85/148


Figura 6.1.1-27 Produção e Fator de Utilização da EDPR

2007 2008 2009 2010 2011

3.8

7.8

10.9

14.4

16.827%

30% 29% 29% 29%

Produção [TWh] Fator de Utilização [%]

Fonte: EDP Renováveis (2012, p.41)

Embora apostados na redução das emissões de CO2, nomeadamente através do

descomissionamento de centrais a fuelóleo que actualmente são praticamente

inexistentes, a EDP ainda possui quatro grupos geradores a carvão, combustível esse

cujo variação de preço também influencia o preço das licenças de emissão de CO2e:

Para o cálculo das emissões de CO2e evitadas, a energia produzida é multiplicada

pelos fatores de emissão (FE) de cada país, ou estado no caso dos E.U.A. (EDP

Renováveis, 2012, p.119).

86/148


Figura 6.1.1-28 Emissões de CO2e evitadas pela utilização de energias renováveis [kt]

2007 2008 2009 2010 2011

10,127 10,285

13,844

18,247 18,040

Fonte: EDP (2011-2012)

6.1.2 Redução dos custos pelo aumento da eficiência

Uma eficiência superior constitui um dos 3 pilares da estratégia da EDPR. A

elevada eficiência que a EDPR apresenta resulta de vários factores, nomeadamente da

eficiência operacional, da vantagem de ter sido em muitos casos first-mover e poder

escolher os locais com o melhor recurso eólico, das competências adquiridas ao longo

dos últimos anos pelos seus colaboradores e numa selecção rigorosa dos seus mais

importantes activos tangíveis, os aerogeradores (EDP Renováveis, 2011, p.58).

“A estratégia de operações e manutenção da EDPR vai permitir uma redução de

até 15% nos custos pós-garantia dos parques eólicos (EDP Renováveis, 2012, p.48)”.

Um factor de utilização em média 3% acima dos seus concorrentes, comprova a

qualidade dos seus activos, o esforço da EDPR na optimização dos seus processos

operacionais e a dificuldade de imitação destes pela concorrência.

Para João Manso Neto, CEO da EDPR, “This (load factor higher than the

competition’s) happens because of the way we chose and build, and design the project is

done by very professional people who are are able to find better places, which are able

to find better designs and are able to find the better supportive turbines.” (EDPR, 2012,

p. 1)

87/148


Figura 6.1.2-29 Fator de Utilização

2007 2008 2009 2010 2011

27%

30% 29% 29% 29%

26%

Fator de Utilização EDPR Média Fator Utilização Concorrentes

Fonte: EDP Renováveis (2012b, p.9)

Para apoiar as suas actividades operacionais, a EDPR, em parceria com a CGI44,

uma empresa de serviços de tecnologia e gestão, desenvolveu uma plataforma de

controlo remoto dos seus parques eólicos, o WEMS45, que será mais aprofundada no

capitulo 5.4 Inovação.

Uma outra plataforma desenvolvida pela EDPR, o OPMS46, utiliza uma base de

dados onde são armazenados diariamente mais de 2 milhões de dados recolhidos dos

aerogeradores, subestações e torres meteorológicas para, numa perspectiva de análise

histórica, analisar o desempenho operacional e permitir uma melhoria contínua. O

OPMS é o núcleo do sistema de gestão do desempenho operacional (EDPR, 2013c).

Também desde Abril de 2008 que está a ser aplicado à EDPR, nos departamentos

de Construção, O&M, Despacho e Análise Energética, a metodologia LEAN (EDP

Renováveis, 2010, p.65). O LEAN, que teve como origem o Toyota Production System,

é um sistema de organização e gestão desenvolvido nos anos 50 e 60 por Taiichi Ohno e

cujo objectivo é a optimização de processos, a melhoria contínua e a eliminação de

desperdícios.

44 Grupo canadiano de serviçoes de TI.45 WEMS - Wind Energy Management System46 OPMS - Operational Performance and Management System

88/148


O programa LEAN entrou no Grupo EDP em 2004 e, devido aos bons resultados

apresentados (2,5 milhões de euros), decidiram alargar este programa às várias Unidade

de Negócio (UN) do Grupo. Em 2007 foi realizado um programa piloto com os parques

eólicos de Fonte da Quelha e Arlanzón (Portugal e Espanha, respectivamente) e, devido

ao exito deste teste piloto, o programa foi estendido aos demais parques.

Dentro da EDPR foram identificados três objectivos a alcançar com o LEAN: o

aumento da disponibilidade, da eficiência e a gestão da energia reactiva (EDP

Renováveis, 2010, p.65).

Figura 6.1.2-30 Poupanças em GWh e M€

Fonte: LEAN Savings (2010)

“Um dos objetivos da EDPR é o de melhorar continuamente os seus processos

operacionais e estimular o crescimento e a capacidade de obtenção de lucros,

tornando-se líder destacado no setor (EDP Renováveis, 2012, p. 25)“.

Numa perspectiva de redução de custos e aumento da eficiência dos seus activos, a

EDPR em 2012 decidiu criar um Centro de Despacho ou Remote Operation and

89/148


Dispatch Center (RODC) na Roménia. Até ao momento tal não era possível porque o

gestor da rede eléctrica (Transeléctrica) exigia a presença física 24h/7 de uma equipa da

O&M em cada parque eólico. Com o aumento do número dos parques e

consequentemente dos custos com o pessoal, a EDPR conseguiu chegar a um acordo

para criar um RODC que iria fazer o mesmo trabalho de controlo, só que remotamente.

Não era possível fazer este controlo remoto através do RODC principal da EDPR

(RODC-PR47) uma vez que outra das exigências era que os chefes de turno falassem

romeno. A criação do RODC-BU48 permitiu reduzir significativamente os custos com o

pessoal e aumentar as receitas através de uma maior disponibilidade energética dos

aerogeradores.

Para Vítor Fonseca (EDP University, 2013b), Responsável do Remote Operations

and Dispatch Center da EDPR (Porto e Bucareste), é possível acrescentar valor aos

parques eólicos através de um aumento da disponibilidade energética e da eficiência.

Estes dois objectivos podem ser alcançados através de uma melhoria nas seguintes

áreas: O&M, RODC, gestão de desempenho e tecnologia. A tecnologia e a inovação

podem aumentar significativamente o desempenho de um parque eólico através de

updates na parâmetros dos aerogeradores, melhorias no software de controlo ou

melhorias tecnológicas ao nível da aerodinâmica e dos materiais.

A colaboração entre o Despacho e os responsáveis de parque (O&M), ambos com

vários anos de experiência no sector no seguimento e controlo das manutenções

preventivas49 executadas pelos fabricantes, é outra forma de aumentar a produção e o

fator de utilização dos parques eólicos.

De acordo com o Director da Direcção Sustentabilidade e Ambiente da EDP:

“O futuro passa pelas energias renováveis mas também muito pela

descentralização energética, pela eficiência e eu vejo a EDPR muito mais

especializada na produção, mas a empresa também é muito nova e não

significa que não evolua. A descarbonização passa não só pelo consumo de

energias limpas mas também de estratégias de redução do consumo no seu

global.”

47 RODC-PR: Remote Operation and Dispatch Center - Porto48 RODC-BU: Remote Operation and Dispatch Center - Bucareste49 Manutenções periódicas para prevenir possíveis avarias (EDPR, 2011b, p.3)

90/148


6.2 Análise das Receitas

Actualmente presente em 11 geografias, é através de uma selecção criteriosa de

mercados com potencial de crescimento e da utilização da competência técnica ao seu

dispor que a empresa consegue desde 2007 apresentar uma taxa média de crescimento

anual de 39%.

Figura 6.1.2-31 EBITDA [€ Milhões]

2007 2008 2009 2010 2011

214

438

543

713

801

Fonte: EDP Renováveis (2012, p.24)

A evolução anual das receitas comprova o sucesso da aposta nas energias

renováveis. De acordo com o Director da Direcção Sustentabilidade e Ambiente da

EDP:

“Como é óbvio nós somos uma empresa e foi a regulação, foi o uso das

tarifas, foi a bonificação e a oportunidade do negócio que foi determinante

na entrada do Grupo EDP nas renováveis. A empresa não iria fazer

investimentos que não fossem viáveis no médio prazo. Onde se nota de facto

visão é mais na perspectiva que apesar da crise nós podemos investir numa

estratégia de menor investimento para gerirmos do ponto de vista financeiro

a empresa mas não significa que tenhamos feito inflexão nas estratégias de

base. A empresa estará preparada quando o mercado fizer uma mudança,

91/148

235%


quando desaparecerem os certificados verdes, as tarifas bonificadas, etc. e

estará suficientemente sólida para continuar no negócio”.

Figura 6.1.2-32 EDPR - Custos operacionais e Preços de venda de energia

2008 2009 2010 2011 2012

21.1 17.7 19.2 21.7 23

26.7 22.2 21.9 24.2 23.9

98.087.2 84.2 88.0 94.2

33.2 34.7 34.2 32.847.1

OPEX Europa (€/MWh) OPEX USA ($/MWh)Preço Venda Europa (€/MWh) Preço Venda EUA ($/MWh)

Fonte: Adaptação própria

Figura 6.1.2-33 EDPR: Evolução Anual das Receitas [€ Milhões]

2007 2008 2009 2010 2011

319

581

724

948

1069


92/148

30%


Contudo, se analisarmos a evolução do rácio receitas-capacidade instalada, verifica-

se uma estabilização das receitas justificada em parte pela diminuição do consumo

energético causado pela actual crise económica e financeira. Porém, também se constata

que não houve até 2011 uma melhoria do ponto de vista da eficiência operacional, o que

justifica a decisão estratégica da EDP em apostar na eficiência de processos,

nomeadamente uma maior aposta no departamento de O&M e no Centro de Despacho.

Figura 6.1.2-34EDPR:Evolução Anual das Receitas/Capacidade Instalada [€M/GW]

2007 2008 2009 2010 2011

110

132 129141 143

Fonte: EDP Renováveis (2012a, pp.40-51)

Tal como os custos, as receitas da EDPR podem ser analisadas numa perspectiva

ambiental, isto é, receitas directamente relacionadas com a regulação ambiental tais

como a capacidade de geração de créditos, os custos “Pass through” da electricidade e o

preço premium também ele associado à venda de energia com origem renovável.

6.2.1 Aumento das receitas através da geração de créditos

A vantagem competitiva da EDPR no âmbito do mercado de carbono existe devido

aos recursos que possui, tanto os seus recursos tangíveis como os intangíveis. O facto de

a empresa ser uma early-mover no mercado das energias renováveis, o seu investimento

em tornar os seus processos mais eficientes, quer a nivel operativo como energético, de

receber licenças de emissão de CO2 gratuitas por actuar no CELE, a sua capacidade em

93/148


produzir créditos de emissão de CO2 através de projetos MDL e a experiência

acumulada por actuar nestes mercados, traz-lhe vantagens competitivas.

EDPR: Emissão de CERs

O Grupo EDP possui cinco projetos MDL no Brasil (Anexo 6) registados no

Conselho Executivo do CQNUAC. Três centrais hidroeléctricas que pertecem à EDP

Brasil e dois parques eólicos (Água Doce e Horizonte) à EDPR. Durante o ano de 2011

foram cancelados os processos de validação da hidroeléctrica Rio Bonito, das mini-

hidricas Santa Fé e Rio Bonito assim como o reforço de potência da hidroeléctrica

Mascarenhas. Em sentido inverso e também em 2011, a EDP iniciou a construção da

hidroeléctrica Santo António do Jari, e a elaboração do PDD para posterior validação.

Para além dos dois parques eólicos atrás mencionados, em 5 de abril de 2012 foi

inaugurado o parque eólico de Tramandaí (70 MW) contudo, tanto Tramandaí como

Água Doce pertencem à PROINFA50, um programa brasileiro de incentivo às energias

renováveis instituído pela Lei nº 10.438/2002 e que ajudou a desenvolver até final de

2011, 119 projectos renováveis: 41 parques eólicos, 59 pequenas centrais hidroelétricas

(PCHs) e 19 centrais a biomassa (Electrobrás, 2012). Devido às condições do

PROINFA, estes dois parques eólicos não emitem créditos de carbono e toda a energia

produzida é comprada pela Electrobrás, uma utility brasileira, através de um contrato de

venda de energia de vinte anos a um preço prémio.

Já o parque eólico Horizonte emite CERs mas, devido à sua pequena dimensão,

estes créditos não são transferidos para a carteira de licenças de CO2 da EDP gerida pela

UNGE. A energia produzida é medida, validada e certificada por uma empresa externa,

os créditos correspondentes são vendidos em mercado e o resultado reverte para a

EDPR como um valor prémio. Neste momento está em fase de discussão o que fazer

com os futuros parques eólicos (pipeline), uma hipotese é a venda dos certificados em

mercado ou a venda directa ao grupo de investimento Deutsche Bank (Archimedes

Pereira da Silva Júnior, entrevista pessoal).

EDPR: Emissão de ERUs

50 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

94/148


Embora presente na Polónia e Roménia dois dos maiores países com

implementação de projectos IC (Figura 3-9), com dois e quatro parques eólicos

respectivamente, a EDPR não tem nenhum projecto IC validado ou submetido para

análise na CQNUAC.

Gestão da carteira de licenças de emissão de CO2

As tendências ambientais e das emissões de CO2 assim como a incerteza existente

no ambiente macro-económico têm implicação nas decisões da EDPR quanto aos novos

investimentos, à alocação óptima de capital, à política de crédito, entre outras.

“Future CO2 and environmental trends affect most financial and business decisions

(Carbon Disclosure Project, 2010, p.8)”.

Mas com a incerteza surge mudança e com a mudança aparecem oportunidades. No

Grupo EDP a gestão da incerteza é feita através da modelação de múltiplos cenários

futuros, sendo um deles a previsão dos preços da energia e das emissões de CO2e

realizada pela Unidade de Negócio de Gestão de Energia51 (UNGE). As licenças de CO2e

são transaccionadas pela UNGE, maioritariamente através da ICE ECX para mercados

de futuros e da BLUENEXT para o mercado spot. Estas são as bolsas com maior

volume de transacções para os respectivos mercados. O objectivo destas operações não

é a negociação das licenças mas sim a sua utilização para a cobertura financeira contra a

volatilidade do preço das mesmas (hedging) uma vez que “o negócio da empresa não é

a negociação das licenças mas sim a produção de energia (Pedro Matos, Emissions

trader and Carbon Compliance Strategist, UNGE, entrevista pessoal, 15 abril 2011)”.

Apenas pontualmente e sempre dentro dos limites de negociação aprovados pelo CAE52,

devem aproveitar oportunidades de arbitragem ou positioning. Os instrumentos

financeiros negociados incluem swaps (electricidade, brent e carvão) e forwards para

fixação de preços (EDP, 2012, p.193).

As licenças de emissão de CO2e detidas pelo Grupo EDP adquiridas através dos

projetos MDL, são utilizadas para fazer face às emissões que resultam da sua actividade 51 “A UNGE é responsável pela negociação da compra de combustíveis e do seu transporte. Compete-lhe realizar negócios a prazo e à vista de compra e venda de electricidade em

mercado, nomeadamente de produtos derivados de energia e de operações de câmbio. Estão também sob a sua gestão as operações relacionadas com “licenças de emissão de CO2” e

“certificados verdes” do Grupo EDP (EDP, 2011, pp.122-123)”.52 CAE – Conselho de Administração Executivo

95/148


operacional. Estas licenças são reconhecidas como um activo incorpóreo, e são

valorizadas com base na cotação do mercado Bluenext na data de referência da sua

atribuição (EDP, 2012, p.188).

Também devido à diferença de preço entre os CERs e as EUAs, existe a

oportunidade de beneficiar de estratégias de arbitragem, de utilizar os CERs adquiridos

através de projetos MDL para cumprir com os limites de emissão de CO2e impostos e

vender as EUAs adquiridas gratuitamente. O benefício seria o spread CERs-EUAs.

Figura 6.2.1-35 Histórico dos preços de CO2e [€/t] para o período 2008-2012

02/01/2008

02/05/2008

02/09/2008

02/01/2009

02/05/2009

02/09/2009

02/01/2010

02/05/2010

02/09/2010

02/01/2011

02/05/2011

02/09/2011

02/01/2012

02/05/2012

0

5

10

15

20

25

30

EUA CER SPREAD

Fonte: SENDECO2

Carteira de Licenças de Emissão de CO2 do Grupo EDP

Na coluna "Aquisições / Aumentos" da Tabela 6.2.1-7, encontra-se registado as

licenças de emissão de CO2 atribuídas gratuitamente às centrais do Grupo EDP em

actividade em Portugal e Espanha assim como as licenças adquiridas em mercado. A

96/148


coluna "Alienações/Abates" incluem as licenças de emissão de CO2 consumidas e

entregues às autoridades reguladoras assim e as licenças alienadas em mercado.

Tabela 6.2.1-7 Grupo EDP: Aquisições e Alienações de Licenças de Emissão de CO2

Aquisições / Aumentos [milhares €] 2008 2009 2010 2011Atribuidas a Portugal e Espanha 341 202 234 817 209 978 214 782Adquiridas em mercado 44 546 8 274 8 023 163 169

Total 385 748 243 091 218 001 377 951Alienações / Abates [milhares €] 2008 2009 2010 2011

Estregues às entidades reguladoras -86 855 -366 115 -247 399 -180 217Alienadas em mercado -652 0 -46 361 -50 906

Total 87 507 366 115 293 760 23 123

Fonte: EDP (2009-2012)

Os movimentos na carteira de Licenças de Emissão de CO2 são analisados como se

segue:

Tabela 6.2.1-8 Grupo EDP: Carteira de Licenças de Emissão de CO2e

Carteira de Licenças [toneladas] Grupo EDPDez-08 Dez-09 Dez-10 Dez-11

Licenças de CO2 a 1 de Janeiro 0 1 373 457 415 685 240 239Licenças atribuidas a título gratuito no exercicio 15 335 505 15 713 069 15 877 527 17 970 369Licenças adquiridas 5 352 160 6 390 760 6 740 686 11 638 492Licenças transferidas (de consumo próprio para negociação) -2 446 000 -3 105 000 -8 094 155 -3 087 262Licenças a devolver por consumos ocorridos no exercicio 16 868 208 19 956 601 14 699 504 16 862 610Excesso / Insuficiência de licenças 1 373 457 415 685 240 239 9 899 228

Fonte: EDP (2009-2012)

De destacar o número de licenças adquiridas em 2011, praticamente o dobro dos

anos anteriores. Contrariamente ao que aconteceu no final de 2007 em que as licenças

adquiridas não transitavam para a segunda fase do PQ (2008-2012), as licenças não

utilizadas em 2012 podem transitar para a terceira fase (2013-2020).

“Ficarão assim (as empresas que transitam licenças para 2013) numa situação

comparativamente melhor que nas estimativas de 2008 ao enfrentar a concorrência

internacional (Comissão Europeia, 2010)”.

97/148


De acordo com Pedro Matos (Emissions trader and Carbon Compliance Strategist,

UNGE, entrevista pessoal, 13 setembro 2012), a compra destas licenças não está

relacionada com o hedging das emissões de CO2 das centrais mas que poderá ser uma

decisão estratégica.

Os movimentos na carteira de Licenças de emissão de CO2 detidas para negociação

são analisados como se segue:

Tabela 6.2.1-9 Grupo EDP: Carteira de Licenças de Emissão de CO2 para Negociação

Carteira de Licenças para Negociação [toneladas]

Grupo EDPDez-08 Dez-09 Dez-10 Dez-11

Licenças de CO2 para negociação a 1 de Janeiro 0 1 830 009 954 739 3 931 328Licenças de emissão adquiridas em mercado 7 983 009 5 860 583 6 280 700 7 129 846Licenças de emissão transferidas para negociação 2 446 000 3 105 000 8 094 155 3 087 262Licenças de emissão alienadas -8 599 000 -9 840 853 -11 398 266 -14 031 516Licenças de CO2 para negociação a 31 de Dezembro - EUAs 1 630 853 601 000 3 931 328 116 920Licenças de CO2 para negociação a 31 de Dezembro - CERs 199 156 353 739Justo valor unitário a 31 de Dezembro - EUAs (€) 15,36 12,33 - -Justo valor unitário a 31 de Dezembro - CERs (€) 13,53 11,14Licenças de CO2 para negociação a 31 de Dezembro (milhares €) 27 744 11 351 51 745 807

Fonte: EDP (2009-2012)

6.2.2 Custos “pass through”

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

98/148


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

53 “Windfall profits are a special advantage earned by the first adopters of a new idea in a social system (Rogers, 1983, p. 381)”.

99/148


de 25 de Maio, podem escolher vender a energia a um preço fixo, que é geralmente mais

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).

100/148


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

Dec/08

Feb/09

Apr/09Jun/09

Aug/09Oct/0

9Dec/

09Feb

/10Apr/1

0Jun/10

Aug/10Oct/1

0Dec/

10Feb

/11Apr/1

1Jun/11

Aug/11Oct/1

1Dec/

11Feb

/12Apr/1

2Jun/12

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2.7%

55.7%

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.

101/148


Tabela 6.2.2-10 Europa: Previsões de Windfall Profits

País

Aumento nas receitas totais em 2008-2012

(€bn)

Windfall profitem 2008-2012

(€bn)

Aumento nas receitas totais em 2008-2012

(€bn)

Windfall profitem 2008-2012

(€bn)

Preço CO2 21 €/t 32 €/tReino Unido 16 – 22 6 – 10 25 – 34 8 – 15Alemanha 34 – 45 14 – 22 52 – 69 21 – 34Espanha 10 – 13 1 – 3 15 – 19 2 – 4Itália 0 – 15 0 - 6 0 – 22 0 - 9Polónia 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).

6.2.3 Preços “premium”

Relativamente aos esquemas de remuneração, criados pelos governos para

incentivar a aposta nas energias renováveis, a EDPR tem acesso a tarifas de aquisição,

certificados verdes, contratos de aquisição de energia e a prémios ou incentivos fiscais.

102/148


Tabela 6.2.3-11 EDPR: Esquemas de Remuneração

País Esquema de Remuneração

Portugal Tarifa de aquisiçãoFrança Tarifa de aquisiçãoEspanha Tarifa de aquisição ou "pool + prémio"Bélgica Certificados verdesPolónia Certificados verdesRoménia Certificados verdesItália Certificados verdes*Reino Unido Certificados verdes*E.U.A. Certificados verdes e incentivos fiscaisCanadá Tarifa de aquisiçãoBrasil Contrato de aquisição de energia (CAE)

* Será aplicado um novo sistema de tarifa fixa aos novos parques eólicos


As tarifas de aquisição ou feed-in-tariff (FIT), são um sistema de remuneração

estável em que toda a energia renovável produzida é injectada na rede (feed-in) e

comprada a um preço prémio acima do valor de referência, o que garante desde logo

níveis sustentáveis e competitivos de remuneração.

Já os Certificados Verdes (CV), definidos na Directiva 2001/77/CE do Parlamento

Europeu e do Conselho da UE, o seu valor é determinado pela contratação bilateral

entre o produtor e o comprador. Um CV equivale à produção de 1 MWh de “energia

verde” e é transaccionado, paralelamente à venda da energia produzida, num mercado

próprio e regulado. Em conclusão, o produtor é remunerado de duas formas distintas:

através da venda da energia eléctrica e dos certificados verdes, em que estes últimos

podem também ser vistos como um valor prémio.

Na Roménia, país em que a EDPR é o 2º maior produtor de energia renovável, para

incentivar o investimento nas energias renováveis no país, em julho de 2011 a Comissão

Europeia autorizou a implementação da Lei 220/2008, lei que autoriza a atribuição de

dois certificados verdes por cada MWh de energia produzida. Esta lei está em vigor até

2017, altura em que volta a vigorar o regime de 1 CV por MWh (EDP Renováveis,

2012a, p.37).

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Dentro da EDPR os dados de produção necessários para a emissão dos CV são

analisados mensalmente. No final do mês o departamento ROPI54 recebe os dados da

telecontagem do parque, valida-os e compara-os com os dados recolhidos pelo Gestor

de Activos (Asset Manager) do país, que por sua vez compara-os com os dados do

respectivo TSO55 ou DSO56, conforme seja o caso. Após a validade dos dados de

produção, o ROPI envia os dados para o departamento Planeamento, Administração e

Controlo Financeiro para se proceder à facturação. Finalmente, segundo Filipa Abreu

(entrevista pessoal), os resultados são divuldados dentro da empresa, sendo um desses

veículos o OPMS.

Por sua vez, os Contratos de aquisição de energia (CAE), celebrados ao abrigo do

Decreto-Lei n.º 183/95, são um sistema estável em que comprometem o produtor de

electricidade a vender a capacidade total da instalação produtora de acordo com as

condições técnicas e comerciais previamente estabelecidas no CAE.

Assim, em Portugal e França, o preço de venda é definido por um regime regulado

de tarifas. Já na Bélgica, Polónia, Roménia, Itália e Reino Unido, para além do preço da

eletricidade vendida, a EDPR recebe também um prémio de produção pré-definido

pelas autoridades de regulação ou um certificado verde, cujo preço é fixado no mercado

regulado. Em Espanha é possível optar pela pela primeira opção (tarifa) ou,

alternativamente, ir a mercado (pool), em que a remuneração da energia eléctrica

depende das condições e preços de mercado (oferta-procura), introduzindo assim

factores de risco. A esse preço de mercado adiciona-se um valor prémio.

No caso da América do Norte, a EDPR apostou nos estados que têm em vigor

programas Renewable Portfolio Standards (RPS), os quais atribuem certificados REC

(Renewable Energy Credits) que representam um incentivo às energias renováveis e que

estão associados a CAE, garantindo assim a previsibilidade das receitas.

Nas operações no Brasil, o preço de venda é fixado em leilão público, traduzindo-se

depois em contratos de aquisição de energia (CAE) de longo prazo. Paralelamente ao

valor da venda de energia, e como o Brasil não pertence ao Anexo I do PQ, como a EDP

possui 5 projectos MDL, 3 hidricas pertencentes à EDP Brasil e 2 parques eólicos

54 ROPI – Remote Operations and Performance Infrastruture55 TSO – Transmisssion System Operator56 DSO – Distribution System Operator

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pertencentes à EDPR, também recebe CERs que podem ser utilizados para compensar

as emissões das centrais termoeléctricas emissoras de GEE ou vendidos em mercado.

Rotação de activos

“This rotation is a pre-condition for our growth.”

João Manso Neto, CEO da EDPR, 2012

A estratégia de rotação de activos da EDPR através da venda de participações

minoritárias (49%) em parques eólicos é uma estratégia de auto-financiamento pois

permite à empresa reinvestir no desenvolvimento de novos projectos.

Esta estratégia só é possível devido à qualidade dos activos e ao reduzido risco do

investimento devido aos esquemas de remuneração de longo prazo que estes activos

possuem. A EDPR já completou três transacções de rotação de activos57, nomeadamente

em Portugal (FIT) e E.U.A. (CAE de longo prazo) alcançando um total de €582 milhões

pela venda de participações minoritárias (EDPR, 2013d).

Para João Manso Neto, CEO da EDPR, “We are very strong in operation, but we

are not the company with the lowest cost of capital in the world. We must be able to

monetize the assets – the objective is to sell minority participation and with this cash we

are able to fund ourselves in the future. This is what we call the rotation. So, having

progress in terms of operation coupled with a financial policy which is getting more and

more based in our strength is very important (EDPR, 2012b, p. 6).”

6.3 Risco Controlado

Embora a EDPR disponha de uma fonte de energia renovável, sem custo e

inesgotável, a sua imprevisibilidade deve ser considerada. Também os programas

nacionais de limitação de emissões de CO2 (PNAC) e o actual ambiente

macroeconómico são factores de risco que necessitam de uma gestão controlada.

57 CTG (Portugal), Borealis e Fiera Axium (EUA)

105/148


Embora a actuar num clima económico volátil e incerto, a EDPR consegue reduzir o seu

perfil de risco através de um portfólio de activos diversificado, com 90% dos seus

activos presentes em mercados regulados (10% em mercado spot) ou com contratos de

aquisição de energia (CAE) ou Power Purchasing Agreements (PPA) de longo prazo e

através de contratos de cobertura para reduzir a exposição à variação dos preços da

energia (EDP Renováveis, 2012, p.25). Este perfil de risco tem como consequência um

reduzido poder de negociação dos cliente.

A relação com o Grupo EDP, accionista maioritário da EDPR, e a recente entrada

da China Three Gorges (CTG) como novo accionista (21,35%), dá à EDPR uma maior

estabilidade financeira e acesso a crédito. Actualmente a EDPR apresenta uma dívida

financeira com 92% a taxa fixa, garantindo assim uma previsibilidade nos custos da

dívida, e os restantes 8% a taxa variável (EDP Renováveis, 2012a, p.25).

Figura 6.2.3-37 EDPR: Capacidade Instalada por Perfil de Risco [%]

2008 2009 2010 2011

69

62

38 37

8

27

5053

23

11 12 10

Sem Exposição Exposição Limitada Com Exposição

Fonte: EDP Renováveis (2012, 2010 e 2009)

106/148


Em que:

Tabela 6.2.3-12 EDPR: Perfil de Risco do Portfólio

Exposição ao Risco Esquemas de Remuneração

Sem exposição: Tarifas de aquisição, CAE, Certificados Verdes

Exposição limitada: Preço de mercado com “cap and floor”58

Com exposição: Preço de mercado

Fonte: Própria

Eliminação do risco através de um off-taker

No caso da Roménia, em que o esquema de remuneração são os CV, o governo

impõe que a venda da energia produzida por fontes de energia renovável, no caso da

EDPR é produzida por parques eólicos e mais recentemente por parques solares

fotovoltaicos, seja realizada através de um off-taker. A EDPR podia assumir esta função

mas, para eliminar o risco da venda da energia contratou os serviços da AXPO59, uma

empresa “leader in innovative energy risk management and integrated offtake/supply

solutions throughout Europe (AXPO, 2012)”.

A venda da energia assume os seguintes passos: A EDPR envia as previsões

meteorológicas para o off-taker, que pode utilizar outras em alternativa, para enviar uma

previsão da produção ou Phisical Notification (PN) que é calculada até às 08h00 do dia

anterior e para cada hora do dia seguinte. A PN é depois enviada pelo off-taker para o

gestor da rede eléctrica, neste caso a Transeléctrica, para que possa gerir a rede de

acordo com a produção de energia prevista. No caso de o equilibrio da rede fique em

causa, a Transeléctrica pode impor a limitação da produção sem que haja uma

compensação aos produtores. A AXPO serve assim de intermediário entre a EDPR e a

Transeléctrica.

A EDPR recebe a venda da energia que produz sempre ao mesmo preço (p.e.

80€/MW). Se p.e., a PN enviada pela AXPO para as 10h00 prever uma produção de

58 Mercado com valores limite inferior e superior.59 AXPO Energy Romania

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10MW e a EDPR produzir 8MW, a EDPR recebe 8MW.€80 e a AXPO recebe p.e.

8MW.€100 mas tem de pagar a diferença da produção (10MW-8MW=2MW) a um

preço superior, p.e., 2MWx€110.

Se a PN prever uma produção de 10MW e a EDPR produzir 12MW, a EDPR

recebe 10MW.€80 e a AXPO recebe 10MWx€100 + 2MWx€50. Embora receba menos

é preferível do que ter que pagar logo há sempre o incentivo para colocar a PN abaixo

das previsões. Esta estratégia da AXPO até recentemente não afectava a EDPR.

Até recentemente, para além da venda da energia produzida, a EDPR recebia a

totalidade dos certificados verdes (2 CV/MWh ;1 CV = €50) da energia produzida

independentemente da PN. Contudo, a lei sobre o pagamento dos CVs foi alterada com

efeitos retroactivos. Agora a EDPR só recebe o valor dos CVs de acordo com a PN e

não com o total de energia produzida logo, se a AXPO colocar a PN abaixo das

previsões para não pagar uma coima, vai contra os interesses do seu empregador, a

EDPR.

6.4 Inovação

Com a maturidade da principal tecnologia de geração de energia eléctrica a partir

de fontes de energia renováveis, a eólica, a tendência é o desenvolvimento de outras

tecnologias, nomeadamente a solar e a eólica offshore. A empresa para ser competitiva

tem que ser sustentável e para isso tem que inovar e investir nestas tecnologias.

Para Meneses (2013), embora a EDP esteja inserida no sector das empresas

energéticas, que por vezes é visto como um sector conservador, a empresa demonstra o

seu caráter inovador60 através dos resultados: é líder mundial das utilities nos Índices

Dow Jones de Sustentabilidade ou Dow Jones Sustainability Index (DJSI), é líder na

área das energias renováveis e pioneira no desenvolvimento de tecnologia para eólico

offshore em águas profundas. A EDP integra o Dow Jones Sustentabilidade World Index

(DJSI World) e o European Dow Jones Sustentabilidade Europe Index (DJSI Europe)

60 A EDP Inovação é a empresa do Grupo EDP responsável por promover a inovação criadora de valor dentro do Grupo. A EDP Inovação desenvolve a sua atividade alinhada com as prioridades de inovação da EDP e em estreita articulação com as diferentes Unidades de Negócio do Grupo.

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pelo sexto ano consecutivo, foi três vezes líder do sector eléctrico e atingiu em 2013 o

número um no sector das utilities61 (EDP, 2013c).

Aquando uma entrevista relativa à eleição da EDP como número um mundial no

DJSI, para António Mexia, presidente da EDP, “Somos a companhia que foi

considerada entre as empresas que têm electricidade, gás e água, a companhia melhor

do mundo. Melhor em que sentido? No “Triple Bottom Line62”, ou seja, no aspecto do

negócio, no aspecto do ambiente e no aspecto social. E isto é o quê? Estamos a falar de

competitividade, ou seja, uma empresa competitiva, uma empresa capaz, uma empresa

com as pessoas certas no sítio certo, o que garante que vamos estar cá muito tempo

através deste tipo de liderança. Isto traduz o quê? A capacidade de fazer melhor que os

outros (EDP, 2013c)”.

Um dos objectivos do plano de negócios do Grupo EDP para o período 2012-2015

é “promover a competitividade e a produtividade através da inovação”, financiando

projectos de I&D e Inovação num montante não inferior a €60M (€20/ ano até 2015)

(EDP, 2013a, p.33). Neste âmbito, a EDP reiterou a sua aposta na tecnologia eólica

offshore enquanto uma das áreas de foco da inovação (EDP, 2013a, p.59).

Figura 6.2.3-38 Gastos em I&D (M€)

2007 2008 2009 2010 2011 2012

13,306

23,690

31,035

36,527

65,485

31,715

Fonte: EDP (2013a e 2009)

61 Electricidade, água e gás.62 Resultados de uma empresa medidos em termos de rentabilidade económica, social e ambiental (Elkington, 1994).

109/148


A inovação também está presente em tecnologias de manutenção preditiva63

patenteadas pela EDPR (EDP Renováveis, 2011), que permitem prever falhas nos

componentes mais importantes (torre, gerador ou caixa multiplicadora), diminuir o

tempo de indisponibilidade ou evitar uma eventual avaria.

“Inovação não é só tecnologia. É também, cada vez mais, uma questão de atitude.

De procurar no dia-a-dia uma melhoría contínua. De reflectir sobre as práticas que se

têm feito desde sempre (Dr. João Manso Neto, CEO EDPR, Encontros EDP, 2012).”

A EDPR acredita que a inovação é um dos pilares para manter a vantagem

competitiva e apoiar o crescimento, é uma forma de otimizar operações e criar novos

produtos e serviços. Neste sentido, a empresa destaca dois projectos inovadores: o

Windfloat e o Wind Energy Management System (EDPR, 2013g).

No âmbito da difusão do ciclo de vida de novas tecnologias, tornam-se ameaças de

novos entrantes as empresas do sector energético que ainda não apostaram nas

tecnologias renováveis.

Windfloat

A EDPR analisa constantemente as perspetivas comerciais de uma vasta gama de

tecnologias de aproveitamento das energias renováveis que estão ainda pouco

desenvolvidas, como forma de assegurar o seu futuro. O projeto WindFloat, conduzido

pela EDP Inovação em parceria com a EDPR, é um ótimo exemplo desta abordagem

(EDPR, 2013e).

O WindFloat é uma estrutura flutuante patenteada, para suporte de aerogeradores

offshore (EDP, 2011b). A plataforma flutuante é semisubmersível e fica ancorada ao

leito do mar. A sua estabilidade é conseguida através de um sistema de comportas que se

enchem de água na base dos três pilares, associadas a um sistema de lastro estático e

dinâmico (EDPR, 2013e). Esta é uma estrutura inovadora pois permite atenuar os

movimentos induzidos pelas ondas e pelo vento e através da qual é possível instalar

63 Permite prever quando uma falha pode ocorrer e programar uma manutenção antecipadamente (EDPR, 2011b, p.4)

110/148


aerogeradores em locais anteriormente inacessíveis64 e onde os recursos eólicos são

superiores (EDP, 2011b).

Este projecto cuja construção e instalação ocorreu em 201165 tem um investimento

directo de 23 milhões de euros66 e um período de testes de 24 meses (Maciel, 2012). A

EDP assinou um acordo de projeto e um contrato em regime chave na mão com vários

parceiros67 para a instalação ao largo da costa portuguesa68, do primeiro WindFloat à

escala real equipado com um aerogerador Vestas V80 de 2 MW (EDP, 2011b). Para

Ferreira (2013), este é o primeiro projeto de energia eólica offshore a nível mundial que

não exigiu a utilização de qualquer equipamento de carga pesada offshore e em que todo

o processo de construção69 decorreu em terra firme. Após a construção, o Windfloat, já

com o aerogerador instalado, foi rebocado e esta operação de reboque foi possível

devido à estabilidade da estrutura. Além desta maior facilidade de instalação, junta-se o

facto de possibilidar a utilização de qualquer aerogerador, independetemente do

fabricante. Este projeto representa também uma oportunidade industrial para Portugal

ao nível de infraestruturas, nomeadamente os estaleiros, que com pequenas adaptações

poderão constituir a base de desenvolvimento desta tecnologia e criar potencial ao nível

das exportações de produtos de elevado valor acrescentado.

Segundo o Responsável do Remote Operations and Dispatch Center da EDPR, “a

EDP está a analisar esta tecnologia e se for rentável seguramente que irá investir nela

e o facto de termos know-how ao nível da tecnologia onshore só nos beneficia.”

Para António Vidigal, Presidente do Conselho de Administração da EDP Inovação,

ao fazer um balanço deste projecto conclui-se que: após um ano no mar o WindFloat

confirmou a sua viabilidade técnica e capacidade de sobrevivência a condições

meteorológicas severas (ondas superiores a 15 metros), a capacidade do aerogerador

produzir energia de acordo com as curvas de potência teóricas e o sucesso da instalação

offshore, o que representa uma “disrupção da cadeia de valor” (Vidigal, 2013).64 Profundidade da água excede os cinquenta metros de profundidade (EDP, 2011b).65 Instalação completa a 22 de outubro de 2011 (Maciel, 2012)66 Custo do projecto de demonstração, que inclui toda a concepção, engenharia, materiais e equipamentos, construção, assemblagem e instalação (Vidigal, 2013).67 Repsol, a Principle Power, a A. Silva Matos (ASM), a Vestas Wind Systems A/S, a InovCapita e o Fundo de Apoio à Inovação (FAI). Empresas como a ASM e MPG, a Marine Innovation & Technology, a Houston Offshore Engineering, a Bourbon Offshore, a Smith Berger Marine e a Vryhof e Solidal foram subcontratadas para o projeto (EDP, 2011b).68 Ao largo da Póvoa do Varzim (Aguçadoura), a 14 quilómetros da costa portuguesa (Prado, 2012).69 Docas secas da Lisnave, perto de Setúbal (Ferreira, 2013).

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Segundo António Mexia (EDP, 2011b), presidente da EDP, "A EDP elegeu a

energia eólica offshore como uma das suas cinco prioridades de inovação e o

WindFloat é uma das tecnologias mais promissoras nesta área. Quando forem

conhecidos os resultados desta fase de demonstração crucial, a EDP estará mais bem

posicionada para superar os desafios da energia eólica offshore em todo o mundo”.

Wind Energy Management System

Para apoiar as suas atividades operacionais, a EDPR desenvolveu a mais moderna

infraestrutura de controlo remoto, o Wind Energy Management System (WEMS), um

sistema de gestão os activos eólicos utilizado pelos quatro Centros de Despacho ou

Remote Operation and Dispatch Center (RODC) da EDPR localizados no Porto (RODC

principal), Oviedo, Houston e Bucareste. Até à introdução do WEMS na EDPR o

controlo era feito através dos SCADAs dos fabricantes o que implicava estabelecer uma

ligação individual a cada SCADA de cada parque. Como não era possível ter todos os

SCADAs ligados, durante esse tempo não havia forma de saber se os aerogeradores

estavam ou não disponíveis. Actualmente o controlo é feito em tempo real, o que

possibilita a diminuição dos tempos de indisponibilidade dos aerogeradores e o aumento

do fator de carga70.

Para João Manso Neto, CEO da EDPR, “In terms of optimization (the operacional

control – RODC) gives us security that a problem would not create problems. (...) they

are very important to control and to be able to act quickly when there is a problem. And

a problem is not an incident, a problem is something that is not performing according to

the standards, which enables the continuous improvement, and this technology (WEMS)

also helps us to increase and to add quality and to introduce improvements in the

technology we have (EDPR, 2012, p. 2).”

Ilustração 3 Funções dos RODCs da EDPR

70 Quociente entre a produção anual e a energia que o aerogerador produziria se trabalhasse sempre à potência nominal durante as 8 766 horas de um ano.

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Fonte: EDPR (2013f)

Através do WEMS os Despachos têm acesso em tempo real a mais de 5 000

aerogeradores de 11 fabricantes diferentes, 200 subestações e 250 torres meteorológicas

espalhados pelas diversas geografias onde a empresa opera. Através deste sistema de

controlo remoto é possível gerir todos os ativos em tempo real, parar ou arrancar os

aerogeradores remotamente, enviar notificações para as equipas O&M no terreno e

servir de interlocutor com os operadores das redes elétricas (EDPR, 2013f). Além dos

parques eólicos, com o recente investimento da EDPR em parques solares fotovoltaicos

na Roménia, estes também serão introduzidos no WEMS.

Para Frederico Moreira (entrevista pessoal) ,“A grande vantagem do WEMS é a sua

eficiência de operação pois consegue agregar todas as tecnologias de aerogeradores

disponíveis na EDPR numa única plataforma “.

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6.5 Concorrência

Para avaliar a competitividade da EDP temos que estudar os seus concorrentes, e

como o sector onde se insere é mundial, vamos avaliar os principais produtores a nível

mundial: a Iberdrola e a NextEra. Se a EDPR for competitiva nos mercados mais

competitivos e onde estão os seus principais concorrentes, Europa e E.U.A., ela é

competitiva. A figura seguinte compara as três empresas ao nível do seu produto, a

geração de electricidade, criado a partir de fontes de energia renováveis. Para o Director

da Sustentabilidade e Ambiente da EDP:

“A nível mundial, acho que numa visão de médio longo prazo os pesos

pesados do Dow Jones são claramente aqueles que mais capacidade têm

(para fazer concorrência à EDP), nomeadamente os alemães, através da

E.On e da EWE, são concorrentes a ter em consideração. Também os

espanhóis da Endesa e especialmente da Iberdrola, que é indiscutivelmente

uma empresa que tem visão e estratégias e sabe muito bem gerir o risco

ambiental e compatibilizá-lo com o negócio”.

Figura 6.2.3-39 Produção (GWh) EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra Energy Resources

2008 2009 2010 2011 2012

16,998

21,490

25,405

28,721

31,784

7,807

10,907

14,40016,800

18,44515,800 15,758

24,61325,796

Iberdrola Renováveis NextEra Energy Resources EDPR

Fonte: Própria

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Sem dados


Iberdrola

A Iberdrola é o maior produtor mundial de energia renovável, opera em 39 países

em que os mais significativos são: Espanha, Inglaterra, Estados Unidos da América,

México e Brasil (Iberdrola, 2013, p. 10).

Em 2012 as energias renováveis representavam 30.5% do total da potência

instalada (Iberdrola, 2013, p. 10). Para a empresa, com a regulação ambiental surgiu um

novo custo em todos os processos produtivos das instalações eléctricas, o custo do

carbono. A internalização deste custo tem um duplo efeito: por um lado aumenta o

preço da energia produzida, enquanto por outro aumenta a competitividade das

instalações mais eficientes pertencentes ao seu mix energético (renováveis, ciclo

combinado e nuclear). Na Iberdrola “We believe that applying emissions trading will

increase the competitiveness of Iberdrola’s installations, with our clean generation

mix” (Carbon Disclosure Point, 2012, p. 4).

Em 2012, de acordo com as emissões produzidas pelas suas centrais termoeléctricas

em Espanha e no Reino Unido (Escócia), a Iberdrola teve um excesso de 1 milhão de

licenças de emissão em Espanha mas um deficit de 3.3 milhões de licenças na Escócia.

Houve assim a necessidade de adquirir 2.2 milhões de licenças no mercado para cobrir a

sua posição e cumprir com os limites estabelecidos. Este limite de emissões não afecta

as suas centrais termoeléctricas no México, Brasil e E.U.A.. (Iberdrola, 2013, p. 37)

Tabela 6.2.3-13 Iberdola - Licenças de Emissão 2012

PaísesAlocações

(kt of CO2)

Status no fim do ano

(kt of CO2)

Espanha 6 885 5 726

Reino Unido 10 18513 514

E.U.A. N/A N/A

Méxixo N/A N/ABrasil N/A N/A

Fonte: Iberdrola (2013, p. 37)

115/148


O principal GEE emitido pelas actividades da empresa é o CO2, que é produzido

através da combustão nas suas centrais termoeléctricas. A estratégia assenta na redução

de emissões através da aposta nas energias renováveis, na inovação e eficiência

energética (Carbon Disclosure Point, 2012) e o objectivo é alcançar até 2020 uma

redução de 30% das emissões, quando comparadas com as emissões de 2007 (Iberdola,

2013, p. 92). Para tal, a Iberdrola participa em iniciativas inovadoras na área das

energias renováveis e no desenvolvimento de projectos de I&D para aumentar a

eficiência de operação e a tecnologia dos seus activos (Iberdola, 2013, p. 72).

As suas principais áreas de interesse são as energias renováveis (solar, eólica

offshore e ondas do mar), a eficiência energética (sistemas de gestão de energia e

mobilidade eléctrica), as tecnologias de O&M (novas tecnologias de O&M) e outras

tecnologias aplicáveis aos sector energético (redução de emissões e armazenamento de

energia) (Iberdrola, 2013, p. 73).

Quanto à tecnologia offshore, a empresa já se posicionou como líder mundial71

numa área onde desenvolve projectos inovadores. Esta aposta na inovação, em 2012 a

empresa gastou M€145 num portfolio de 150 projectos, já resultou na requisição de três

patentes (Iberdrola, 2013, pp. 71-72).

Os projectos com a capacidade de gerar licenças de emissão (MDL e IC), a

Iberdrola considera-os mecanismos importantes e tem analisado projectos na área da

geração de energia, aproveitando para tal a sua forte presença na América latina. Possui

dois projectos MDL desenvolvidos, Las Vacas (Guatemala) e La Ventosa (México), e

compra licenças de sete projectos, cinco MDLs e dois ICs. Estão também a tentar

desenvolver projectos MDL (mini-hídricas) no Brasil e Guatemala (Carbon Disclosure

Point, 2012, p. 11). A Iberdrola também actua no mercado dos RECs e disponibiliza

energia 100% renovável e certificada aos seus clientes que estão comprometidos com a

sustentabilidade ambiental.

NextEra Energy Resources

A NextEra Energy (NEE) é uma das maiores utilities da América do Norte, está

presente em 26 estados norte americanos e, em pequena escala, no Canadá. É

71A Iberdrola possui 5 580 MW de projectos eólicos offshore em desenvolvimento, especialmente no Reino Unido e Alemanha (Iberdola, 2013, p. 14).

116/148


constituída essencialmente por duas subsidiárias: a NextEra Energy Resources (NER) e

a Florida Power & Light Company (FPL) (NextEra Energy, 2013, p. 2).

Figura 6.2.3-40 NEER - Potência instalada (MW)

2008 2009 2010 2011 2012

3537 3533

4740

2786 2826

7016 7071

58285252 5239

6375

75448298 8569

10057

Contratado Mercado Eólica

Fonte: NextEra Energy (2013)

Figura 6.2.3-41 FPL - Potência instalada (MW)

2008 2009 2010 2011 2012

19148

2156620748 21455 20696

2939 2939 2939 2970 3326

0 25 35 35 35

Fósseis Nuclear Solar


117/148


A FPL opera 73 centrais que utilizam combustíveis fósseis como o gás natural, o

petróleo e o carvão para a produção de electricidade (NextEra Energy, 2013, p. 8). A

empresa também possui e opera 5 centrais nucleares que representam 6% da capacidade

instalada dos E.U.A. (NextEra Energy, 2013, p. 4).

A NEER, a subsidiária da NEE para as energias renováveis, é o 2º maior produtor

mundial de energia renovável (eólica72 e solar73) e o maior produtor de energia éolica na

América do Norte. Figura 6.2.3-42 NEER Vs. FPL

2008 2009 2010 2011 2012

22087

24530 23722 24460 24057

63757544 8298 8569

10057

FPL NEER


A estratégia de negócios da NEE aposta no desenvolvimento, aquisição e operação

das energias renováveis e nas centrais nucleares e a gás natural em resposta às

tendências políticas de apoio a fontes de energia com baixas emissões atmosféricas

(NextEra Energy, 2013, p. 4). Esta estratégia assenta em know-how acumulado e em

economias de escala e consiste na redução à exposição das regulações das emissões de

GEE através da aposta nas energias renováveis (eólica e solar), em centrais alimentadas

a gás natural e em centrais nucleares (Carbon Disclosure Project, 2010, p. 13).

O impacto económico e operacional que a legislação sobre as alterações climáticas

tem na NEE e na FPL depende de uma variedade de fatores, nomeadamente da quota de

emissões permitida, se as licenças de emissão são atribuídas ou leiloadas, o custo de

72 Possui e opera 17% de toda a potência eólica instalada nos EUA (NextEra Energy, 2013, p. 4).73 Possui e opera 14% de toda a potência solar instalada nos EUA (NextEra Energy, 2013, p. 4).

118/148


reduzir as emissões ou de comprar as licenças de emissão da mercado e da capacidade

de reduzir as emissões para assim reduzir os custos de cumprir com a legislação

(NextEra Energy, 2013, p. 21). O risco das regulações climáticas resume-se a um risco

associado aos custos adicionais resultantes das emissões de GEE gerados pela queima

de combustíveis fósseis em centrais termoeléctricas. Estes custos são normalmente

aplicados como um custo por cada tonelada de dióxido de carbono equivalente emitida

(tCO2e) (Carbon Disclosure Project, 2010, p. 4).

Quanto às emissões de GEE o objectivo é diminuir as emissões directas em 27%

até 2024, tendo como ano base 2009. Na última década já investiram 11 mil milhões de

dólares em energia eólica e solar e pretendem aumentar a sua potência eólica instalada

em 3,5 a 5 GW até 2014, o que significa um investimento de 7 a 10 mil milhões de

dólares (Carbon Disclosure Project, 2010, p. 14).

A NextEra actua nos mercados voluntários de RECs, disponíveis através da Norma

de Portfolios Renováveis ou Renewable Portfolio Standards (RPS) ou da norma

Alternative Energy Standard (AES) e adoptados por vários estados norte americanos.

Tanto o RPS como o AES são esquemas de quotas a nível estadual que exigem que

parte da energia fornecida ao consumidor seja proveniente de fontes de energia

renovável. As empresas que cumprem com a quota pré estabelecida recebem um

certificado REC negociável em mercado e podem fazê-lo através da geração ou da

compra de energia renovável a outras empresas, ou ainda da compra de RECs. Em caso

de incumprimento muitos estados aplicam uma multa Alternative Compliance Payment

(ACP) (Carbon Disclosure Project, 2010).

A NextEra relaciona-se activamente com os policy makers e preocupa-se com a

opinião pública quanto às alterações climáticas. Participaram no desenvolvimento do

RGGI (Regional Greenhouse Gas Initiative), o primeiro sistema de cap-and-trade nos

E.U.A. mas apenas presente em nove estados74. Este sistema promove a eficiência

energética e aplica-se a centrais que utilizam combustíveis fósseis e com uma

capacidade instalada acima dos 25MW. A NextEra possui 5 instalações em estados com

RGGI, e são consideradas um risco menor pois representam menos de 4% do total de

emissões da empresa (Carbon Disclosure Project, 2010).

74 Connecticut, Delaware, Maine, Maryland, Massachusetts, New Hampshire, New York, Rhode Island, and Vermont

119/148


Como os E.U.A. não têm um programa nacional para reduzir as emissões de GEE a

partir de fontes estacionárias, a NextEra não tem o risco de implicações financeiras a

este nível.

Relativamente ao CELE, como a NextEra não actua na Europa, não tem qualquer

interacção com este mercado. Contudo há a possibilidade de construir parques solares

em Espanha (99.8MW), projectos esses que podem estar em perigo devido à

instabilidade das políticas regulatórias no país e que podem inviabilizar estes

investimentos (NextEra Energy, 2013, p. 18).

Conclusões

Se analisarmos a figura seguinte, podemos confirmar que a EDPR possui custos de

produção (€(MWh) inferiores à concorrência, inclusivamente custos inferiores à líder

mundial, a Iberdrola.

Figura 6.2.3-43 Custos de produção (€/MWh) - EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra Energy Resources

2008 2009 2010 2011 2012

10.5 9.1 8.916.0 18.9

25.222.8 22.4 20.6

18.1

67.7

76.0

49.6 49.9

EDPR Iberdrola Renováveis NextEra Energy Resources

Fonte: Própria

120/148


Também se confirma a eficiência e produtividade da EDPR através de uma análise

do EBITDA e do EBITDA por unidade de energia produzida (EBITDA/MWh). Mais

uma vez verifica-se que a EDPR tem bons resultados quando comparada com os dois

maiores produtores mundiais de energia eólica e os seus principais concorrentes. Para o

Director da Direcção Mercados de Energia da EDP:

“A EDPR irá ter um papel cada vez mais importante a nível de criação de

receitas nomeadamente ao nível do EBITDA. O peso da EDP irá ter um peso

crescente não só ao nível dos resultados operacionais como também ao nível

dos resultados líquidos.”

Figura 6.2.3-44 EBITDA (M€) da EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra Energy Resources

2008 2009 2010 2011 2012

1,158

1,3131,456 1,456 1,620

1,295

1,295 1,350 1,269

871

438543

713 801

938


Fonte: Própria

Figura 6.2.3-45 EBITDA/MWh (M€) da EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra Energy Resources

121/148

Regulação Ambiental correctamente delineada

Redução dos Custos Operacionais Aumento do Lucro

Aumento da competitividade

Estímulo à inovação


2008 2009 2010 2011 2012

68.161.1

57.3

50.751.0

82.0 85.7

51.6

33.8

56.1 49.849.5 47.7

50.9


Fonte: Própria

O facto de podermos constatar que os custos de produção são inferiores à

concorrência e que a sua produtividade é competitiva e tem vindo a aumentar nos

últimos anos, podemos afirmar que a empresa é competitiva quando comparada com as

duas principais empresas do sector em que actua.

6.6 Resultado da análise do Estudo de Caso

Depois de termos analisado os instrumentos da regulação ambiental, fomos avaliar

o seu impacto na inovação. De seguida, verificamos que esta inovação conduz a uma

tecnologia (eólica) com menores custos operacionais e maior rentabilidade, o que

conduz a um aumento da competitividade da empresa.

A análise feita no estudo de caso leva-nos a incluir a redução dos custos

operacionais através do aumento da eficiência dos processos, como um elemento

decisivo na nova fase do ciclo de vida da empresa e como elemento essencial para o

aumento da competitividade a longo prazo (Figura 8-46).Figura 8-46 Regulação Ambiental e Competitividade

122/148


Fonte: Adaptado de Professora Doutora Cristina Chaves

123/148


Capitulo 7. Conclusões

A dissertação procurou estudar o impacto da regulação ambiental na

competitividade das empresas do sector eléctrico. Neste capítulo sintetizam-se as

principais conclusões deste trabalho.

Uma regulação ambiental correctamente delineada é essencialmente um

instrumento de política ambiental cujo objectivo é eliminar ou minimizar as

externalidades negativas, e promover uma gestão adequada da escassez dos recursos

ambientais.

No âmbito da regulação ambiental, a EDP aproveitou os incentivos oferecidos por

cada um dos governos dos mercados onde está presente para investir na energia eólica.

Na fase de desenvolvimento da tecnologia eólica, em que a EDP investiu, os custos

ainda era de tal forma elevados que estes incentivos não teria investido. A regulação

permitiu assim que a EDP tivesse feito este investimento numa fase inicial do ciclo de

vida da difusão desta tecnologia e, por consequência, adquirir os parques mais

produtivos e consequentemente mais rentáveis, conduzindo assim a um aumento da

competitividade.

Neste momento, para manter a sua posição competitiva no mercado mundial a EDP

precisa de ter uma gestão que conduza à sua competitividade no longo prazo. Para isso

necessitará de reduzir custos operacionais e aumentar os lucros. Nesse sentido ela está

agora a tentar reduzir os custos pela via do aumento da eficiência da gestão dos recursos

e dos processos. No que respeita ao aumento dos lucros, e embora não seja este o seu

negócio core, a produção de electricidade, sugerimos que a EDP, à semelhaça de alguns

dos seus principais concorrentes, deva equacionar um melhor aproveitamento dos

créditos de emissão que os seus activos eólicos podem gerar e criar assim uma fonte

adicional de rendimento.

A competitividade da EDP pode ser melhorada a dois níveis: ao nível operacional

através de um aumento da eficiência e a um nível estratégico através do aumento de

sinergias com a EDPR.

Relativamente à eficiência operacional, existem muitas oportunidades de melhoria

uma vez que até recentemente a empresa estava focada na expansão e no crescimento

124/148


para poder usufruir dos beneficios que os diversos governos atribuiram à energia eólico.

Era essencial aproveitar a oportunidade para adquirir os melhores recursos e garantir

uma superioridade sustentável. Este crescimento foi necessário mas também à custa de

uma menor eficiência e cuidado com os pormenores, o que está a acontecer

actualmente. Àparte do aumento da eficiência dos seus activos eólicos, a EDPR está

agora a aproveitar estes activos para gerar receitas para poder investir noutras

tecnologias menos maduras e logo mais rentáveis: a solar e a eólica offshore. A empresa

tem uma vantagem competitiva clara para com outras empresas que não apostaram na

energia eólica uma vez que já possui o know-how para apostar na eólica offshore.

Quanto à solar, vai investir num país que já conhece, a Roménia, e que demonstrar que

está interessado em desenvolver esta tecnologia no país ao oferecer uma remuneração

economicamente interessante. Ainda na Roménia e na Polónia, embora não seja este o

seu negócio core, a produção de electricidade, a EDP deveria equacionar um melhor

aproveitamento dos créditos de emissão que os seus activos eólicos podem gerar e criar

assim uma fonte adicional de rendimento. Isto pode também ser aplicado no Brasil.

Quanto ao aumento da competitividade ao nível estratégico, este pode ser alcançado

através de uma maior troca de conhecimento e experiência entre a EDP e a EDPR. Esta

entreajuda foi importante para a EDPR quando muitos colaboradores, quer ao nível da

operação como da gestão, foram transferidos da EDP para a EDPR o que permitiu a esta

última ter acesso a estes activos valiosissimos em termos de anos de experiência e de

know-how do sector energético. Por outro lado, agora que a EDPR está mais

direccionada para a eficiência e não tanto para o crescimento, começamos a ver uma

distribuição dos seus colaboradores pelas restantes empresas da EDP, o que só irá

beneficiar o Grupo ao nível da partilha de conhecimento e do aumento do dinamismo ao

nível da cultura corporativa. De acordo com o Director da Direcção Sustentabilidade e

Ambiente da EDP:

“A fase inicial da EDPR teve um dinamismo muito grande o que também

levou os investidores a ver a EDPR como ver quase duas empresas distintas,

a EDPR e a EDP. No futuro estas tendências vão desaparecer e irão criar-se

as sinergias que permitam que se utilize o que melhor existe ao nível das

duas empresas. A EDP não seria tão sustentável e não teria a performance

125/148


que tem se não tivesse a sua estratégia baseada em grande parte nas energias

renováveis. Hoje seriamos uma empresa que produziria muito CO2 mas

muitas das coisas que nós (EDP) temos feito em termos de ambiente e de

estrutura de sustentabilidade, se houvesse um maior entrosamento a nível das

duas empresas ambas beneficiariam claramente e julgo que com o tempo nós

vamos acabar por aumentar essa simbiose.”

A regulação ambiental deve ser vista não como um problema mas como uma

oportunidade para melhorar a competitividade.

Limitações do estudo e sugestões para investigação futura

Umas das principais limitações deste estudo prende-se com o facto de não ter sido

possível avaliar exactamente os custos operacionais afectos exclusivamente às

renováveis, uma vez que as emrpesas concorrentes incluem no seu mix energético

fontes de energia convencionais.

O estudo poderia ser enriquecido com uma análise mais aprofundada a outras

unidades de negócio da EDP, com o objectivo de avaliar se o grau de impacto da

regulação ambiental é o mesmo nas diferentes unidades e negócio.

Para investigação futura seria interessante replicar o estudo em empresas de outros

países onde não exista regulação para melhor avaliar o impacto desta na

competitividade das empresas do sector.

126/148


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Anexo 1 – Guiões de entrevistas operacionais

Guião de entrevista a Pedro Assunção Matos, Emissions trader and Carbon

Compliance Strategist em UNGE - Unidade de Negócio Gestão de Energia, Abril de

2011

Objectivo

Introduzir o entrevistado no tema e compreender a utilização das licenças de

emissão de CO2 na venda de energia produzida através de fontes convencionais.

Questões

1. Que função ocupa no departamento de trading?

2. Qual a função do departamento de trading?

3. Como são feitas as ofertas de energia no mercado liberalizado?

4. Como são utilizadas as licenças de emissão de CO2?

5. Como se insere o custo das licenças de emissão de CO2 no custo de combustível

de uma central convencional?

6. O custo do CO2 é sempre incorporado no custo de combustível de uma central

convencional ou apenas quando se esgota as licenças gratuitas? Se a resposta é a

segunda opção que preço se utiliza? Do mercado spot aquando a oferta de

energia ou o preço de compra das licenças?

7. Em dezembro de 2011 quase 12 milhões de licenças foram adquiridas, quando a

média dos anos anteriores era de 6 milhões. Porquê este investimento?

8. Utiliza-se os créditos de emissão gerados pelos projectos MDL da EDPR no

Brasil?

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Guião de entrevista a Frederico Mendes Moreira, Chefe de Turno no RODC-

PRT – Remote Operations and Dispatch Center – Porto, Janeiro 2012

Objectivo

Introduzir o entrevistado no tema e compreender a utilidade do WEMS – Wind

Energy Management System como uma ferramenta de melhoria da eficiência

operacional.

Questões

1. Qual a função do WEMS?

2. Considera que traz vantagens à gestão dos parques eólicos da EDPR? Se sim,

quais?

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Guião de entrevista a Filipa Joana Abreu, Analista em ROPI - Remote

Operations and Performance Infrastructures, Março 2012 e Julho de 2013

Objectivo

Introduzir o entrevistado no tema e compreender o sistema de facturação da venda

de energia produzida através de fontes renováveis e dos certificados verdes.

Questões

1. Desde que é produzida no parque eólico, que fases existem até que a energia é

facturada e qual o papel do ROPI?

2. Qual a função do OPMS nesse ciclo?

3. Que parques eólicos produzem certificados verdes?

Questões

1. Como é que a energia facturada é medida?

2. A contagem é realizada por cada aerogerador individualmente?

3. Os dados são 10 minutos ou horários?

4. Todos os parques têm telecontagem? Se não, como é feita a contagem da energia

nos que não têm?

5. Quantos sistemas de telecontagem existem?

6. Como irá funcionar o “Converge”, o novo sistema de telecontagem, e quais as

suas vantagens?

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Guião de entrevista a Archimedes Pereira da Silva Júnior, Environmental

Manager na EDPR Brasil, Setembro de 2012

Objectivo

Introduzir o entrevistado no tema e compreender a situação actual dos projectos

MDL no Brasil.

Questões

1. Há quanto tempo trabalha na EDPR?

2. Que funções desempenha?

3. Que usinas eólicas no Brasil são MDL?

4. Porque é que Tramandaí e Agua Doce não são MDL?

5. Qual a sua opinião sobre os MDL?

6. Qual a situação actual dos projectos MDL no Brasil?

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Anexo 2 - Guião de entrevistas estratégicas

1. Como perspectiva a evolução do sector energético?

2. Como avalia a influência da regulação ambiental no sector energético?

3. A EDP tem alguma participação directa ou indirecta na regulação ambiental?

4. Na sua opinião, quem são os principais concorrentes da EDP e da EDPR?

5. No seu entender como é que a EDP e a EDPR se posicionam relativamente aos

seus concorrentes?

6. Qual é em seu entender a influência que a regulação ambiental tem na posição

competitiva da EDP e da EDPR?

7. Na sua opinião, se não existisse regulação ambiental a empresa teria apostado

nas energias renováveis?

8. Como perspectiva o desenvolvimento/evolução da EDPR face à EDP como um

todo?

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Anexo 3 - Gases com Efeito de Estufa (GEE)

Dióxido de Cabono (CO2) GWP75: 1

Metano (CH4) GWP: 21

Óxido Nitroso (N20) GWP: 310

Hidrofluorcarbonetos (HFCs) GWP: 150 – 11 700

Perfluorcarbonetos (PFCs) GWP: 6 500 – 9 200

Hexafluoreto de enxofre (SF6) GWP: 23 900

75 O Potencial de Aquecimento Global (GWP) é o impacto que os GEE têm sobre o aquecimento global. Por definição, o CO2 é utilizado como referencial, tendo um GWP de 1.

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Anexo 4 – Países pertencentes ao Anexo I

Parte Anexo I

Compromisso de redução ou limitação

quantificada de emissões (percentagem

do ano base ou período)

Alemanha, Áustria, Bélgica, Bulgária*,

União Europeia, Dinamarca, Eslováquia*,

Eslovénia*, Espanha, Estónia*, Finlândia,

França, Grécia, Holanda, Irlanda, Itália,

Letónia*, Liechtenstein, Lituania*,

Luxemburgo, Mónaco, Portugal, Reino

Unido e Irlanda do Norte, República

Checa*, Roménia*, Suécia e Suíça

- 8%

Estados Unidos da América** - 7%

Canadá, Hungria*, Japão e Polónia* - 6%

Croácia* - 5%

Federação Russa*, Nova Zelândia e

Ucrânia*0%

Noruega + 1%

Austrália + 8%

Islândia + 10%

* Países em processo de transição para uma economia de mercado.

** Países que declararam a intenção de não ratificar o PQ

Fonte: UNFCCC (2008, p.13)

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Anexo 5 – Instalações eléctricas da EDP na Península Ibérica

Instalação2008 2009 2010 2011

Atribuídas Reais Atribuídas Reais Atribuídas Reais Atribuídas Reais

Carregado 377,23 51,63 377,20 13,90 377,23 49,98 377,20 1,90Setúbal 1 119,00 555,42 1 119,00 166,60 1 119,00 29,74 1 119,00 9,40Sines 5 833,32 6 151,34 5 833,30 7 706,30 5 833,32 4 438,20 5 833,30 6 251,60Barreiro 138,98 226,00 139,00 248,20 138,98 0,53 0,00 0,00Tunes 4,54 0,22 4,50 0,90 4,54 0,92 4,50 0,20Ribatejo 1 423,10 2 698,03 1 423,10 2 131,20 1 423,10 1 167,34 1 423,10 426,60Mortágua 0,58 0,46 1,20 1,30 0,58 0,72 0,60 0,30Soporgen 239,31 232,91 239,30 240,80 239,31 192,50 239,30 236,80Energin 225,96 194,47 226,00 194,90 225,96 200,66 226,00 198,60Lares 381,50 364,40 690,32 794,96 731,10 1 164,90Fisigen 158,29 113,81 158,30 124,70Ródão 1,97 0,59 2,00 0,60Figueira da Foz 4,78 0,26 4,80 0,30Constância 1,97 0,20 2,00 0,30

Total PT9 362,01 10 110,49 9 744,10 11 068,50 10 219,35 6 990,41 10 121,20 8 416,20

Aboño 3 132,63 3 931,00 5 362,2 5 718,9 5 243,98 4 621,8 5 227,1 5 543,4Aboño* 2 816,00 2 667,84Soto de Ribera 2 018,10 1 365,93 1 640,60 1 319,00 1 455,77 884,00 1 419,40 1 217,80Novo entrante (Soto Rib) 55,78 25,35 328,30 543,90 328,30 550,70 658,00 688,20Castejón 309,39 661,55 627,4 800,8 627,45 1043 627,4 389,6Novo entrante (Castejón) 275,17 481,66EITO Cogeneración 20,27 42,81 20,30 24,20 20,27 19,37 20,30 19,90Sinova 52,91 59,61 52,90 57,60 52,91 62,03 52,90 61,80Intever 29,83 49,99 29,80 63,10 29,83 59,39 29,80 57,40Tercia 52,91 63,46 52,90 65,30 52,91 67,30 52,90 67,70Sidergás Energía 273,80 273,80 271,90 271,90 271,92 330,70 271,90 360,40Biogas y Energía 28,38 36,38 28,40 37,90 28,38 39,42 28,40 36,10H. Central Oviedo 13,83 13,72 27,70 29,60 27,66 30,68 27,70 23,90

Total Espanha9 079,00 9 673,09 8 442,40 8 932,20 8 139,38 7 708,39 8 415,80 8 466,20

TOTAL EDP18 441,01 19 783,58 18.186,50 20.000,70 18.358,73 14.698,80 18.537,00 16.882,40

Anexo 6 – Projectos MDL da EDP

Figura 8-14 Projetos Mecanismo de Desenvolvimento Limpo

Nome do

ProjectoIdentificação do Projecto Tipo

Reduções anuais

[tCO2e / ano]Validade

Reduções totais

estimadas [tCO2e]

Mascarenhashttp://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1183734827.45/view

Hídrica 50 466 2015 (renovável) 353 262

Paraíso http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/BVQI1188558574.2/view Mini-hídrica 30 310 2018 303 095

S. João http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1189521894.23/view Mini-hídrica 32 344 2015 (renovável) 226 408

Santa Fé http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1218641241.99/view Mini-hídrica - Cancelado -

Água Doce http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1156244716.38/view Eólica 13 704 2013 (renovável) 95 928

Horizonte http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1151534607.76 Eólica 6 227 2011 (renovável) 43 587

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http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/BVQI1188558574.2/view



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