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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).
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
“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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
“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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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).
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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
Fonte: UNFCCC (2012c)
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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Fonte: UNFCCC (2012c)
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
Fonte: UNFCCC (2012c)
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
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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
Fonte: UNFCCC (2012c)
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 $142 mil milhões. A falta de certezas quanto à regulação pós
2012, levou a que em 2010 as transações de CERs no mercado primário estivessem
abaixo do alcançado em 2005, o início do primeiro período do PQ (World Bank, 2011,
p.52).
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Figura 3-11 Evolução do Mercado do Carbono [$ 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
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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
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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
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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
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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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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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
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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)
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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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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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
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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
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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)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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,
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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.
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Combust.Fósseis Custos “Pass through”
CUSTOS RECEITAS
Aumento dos Beneficios Ambientais e do Lucro da Empresa
REGULAÇÃO AMBIENTAL
+
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
“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.
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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%
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
...
....
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)”.
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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.
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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%
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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).
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C p=F
PCI⋅η+PCO 2⋅ee p+CO∧M
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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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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%
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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).
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)
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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%
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Fonte: EDP Renováveis (2012a, p.51)
92/148
30%
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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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)”.
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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
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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)”.
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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).
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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.
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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.
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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
Fonte: EDP Renováveis (2012a, p.36)
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)
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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)
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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).
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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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)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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).
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Fonte: NextEra Energy (2013)
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Fonte: NextEra Energy (2013)
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).
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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
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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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Iberdrola Renováveis NextEra Energy Resources EDPR
Fonte: Própria
Figura 6.2.3-45 EBITDA/MWh (M€) da EDPR, Iberdrola Renováveis e NextEra Energy Resources
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Regulação Ambiental correctamente delineada
Redução dos Custos Operacionais Aumento do Lucro
Aumento da competitividade
Estímulo à inovação
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Iberdrola Renováveis NextEra Energy Resources EDPR
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
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
Fonte: Adaptado de Professora Doutora Cristina Chaves
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
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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
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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.
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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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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Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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
Fonte: Carbon Disclosure Project (2012, p.32)
Mestrado em Economia e Administração de Empresas
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