1

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Janeiro 2007 – Museu da Electricidade - Lisboa

Plano Negócios EDP 2010

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MERCADO IBÉRICO: PERSPECTIVAS

PRODUÇÃO COM CAE/CMEC

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO LIBERALIZADAS

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO 2010

2

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Consumo(1) Portugal (GWh) Consumo(1) Espanha (GWh)

� Crescimento esperado para a procura no Mercado Ibérico acima dos 3% supera a média da União Europeia (~2%)

� Crescimento do consumo leva à necessidade de investimentos de longo prazo em activos de produção de forma a garantir uma margem de reserva para o sistema

5,6%

2,6%

4,3%4,7%

3,3%3,6%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

6,3%

5,3%

4,0%

5,5%

4,2%

3,4%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

Média.3,7%-4,1%

Média.3,2%-3,6%

(1) Ajustado por temperatura, dias úteis e efeito cogeração.

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8996 99

103107 109 111

� PREs: governos português e espanhol empenhados em aumentar a capacidade em energias renováveis como factor chave para diminuir a dependência de combustíveis fosseis

� CCGTs: tecnologia preferida para a expansão de capacidade convencional para cobrir o aumento da procura, reduzir emissões de CO2 e compensar o descomissionamento de centrais a carvão

� Aumento esperado de CCGTs até 2010 poderá levar a algum excesso de fornecimento de energia no curto prazo (no entanto a capacidade esperada deverá ser adequada para garantir uma margem de reserva)

7 7 7 7 7 7 7

20 20 20 20 20 20 21

12 12 12 12 11 11 11

16 20 23 25 25 27 277

7 5 5 4 3 3

2629 32 35 38 40 42

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Nuclear Hídro Carvão CCGT Fuel PRE

Capacidade Instalada (GW) Margem de Reserva*

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Portugal Espanha

1,00

1,10

1,20

*Margem de Reserva Considerada: (Oferta Convencional Térmica(1) + Hídrica(2) + PREs(3))/Consumo de Ponta; exclui Capacidade de Interligação(1)Nuclear 93% da capacidade instalada; Gás 90% de capacidade instalada; Carvão 88% de capacidade instalada; (2) 46% da capacidade instalada; (3) 21% da capacidade eólica; 46% da capacidade mini hídrica; 44% da capacidade cogeração

3

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(1) Exclui garantia de potencia e serviços de sistema

Preço Mercado Grossista(1)

5051

20

30

40

50

60

70

2006 2007 2008 2009 2010

Custos com combustíveis

64

65

45

50

55

60

65

70

75

2006 2007 2008 2009 2010

Carvão USD/tonBrent USD/bbl

5756

Preços CO2

17

5

10

15

20

25

2006 2007 2008 2009 2010

€/ton

19

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� Dois mercados grossistas diferentes

− Portugal: maioria vinculado a PPAs com a REN

− Espanha: transacções através do mercado à vista

� Concorrência entre a tarifa regulada e liberalizada

− Maioria da procura continua no sistema regulado

− Co-existência leva a ineficiências e défices tarifários

� MIBEL – Mercado Ibérico Integrado� Centrais com CMECs operam em mercado � Nível elevado de interligação entre os dois países � Sistema tarifário transparente

� Contratação alternativa: spot, forward, leilões, bilateral

� Fim das tarifas reguladas no retalho

− Convergência para um sistema de tarifas aditivas

− Reconhecimento total de eventuais défices

− Comercialização livre rentável

Mercado Ibérico: Sistema Esperado

Produtores Agentes Externos

Quarterlyauction

Pool

Empresas Distribuição

Comercializadores Livres

OMIP

Bilateral

10%

Mercado Ibérico: Sistema ActualPORTUGAL

ESPANHA

PPA RENEmpresas

Distribuição

Produtores em mercado

Comercializadores Livres

Pool

Empresas Distribuição

Comercializadores Livres

8%

Produtores em mercado

4

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Capacidade Interligação /Procura na Ponta (Portugal)

Horas Funcionamento Tecnologia Marginal 2006 Interligação no Mercado Ibérico

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2005 2006 2007 2008 2009 2010

MW

1.740

1.493

1.470

1.2381.145 1.298

1.099

Portugal ���� Espanha

Espanha ���� Portugal

Portugal Espanha

5.145 5.052

Horas médias de funcionamento das CCGTs

Horas de funcionamento similares da tecnologia marginal jádemonstra um elevado nível de integração entre os 2 mercados…

…o qual será melhorado com a expansão da capacidade de interligação esperada para 2010…

…aumentando o peso da interligação na procura na ponta.

Actividade de Produção e Comercialização da EDP preparada para o MIBEL

2005 2010

14%16%

�

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12.945

Hídro Carvão

10.253

Fuel oil/Gás Natural

1.638

CAE

Sines (PT)1.192 MW

Tejo Energia (PT)11% x 584 MW

Setúbal (PT)946 MW

Carregado (PT)710 MW

Barreiro (PT)56 MW

Tunes (PT) 165 MW

1.209

Hídro

10.048

Carvão

1.270

Nuclear

46.704

CCGT Total

7.717

Mercado Liberalizado

Abonõ (ES)878 MW

Soto de Ribera (ES)

645 MW

Trillo (ES)156 MW

Ribatejo (PT)

1.176 MW

Castejón (ES)

387 MW

Portugal Espanha

Produção de electricidade2006(GWh)

Centrais(MW)

Hydro (PT) 4.095 MW

Hydro (PT) 244 MW

Hydro (ES) 426 MW

1.624

CCGT

Turbogas (PT)40% x 990 MW

20.244

26.460 CAEs

Prod.Lib.

60% da margem bruta da Produção 40% da margem bruta da Produção

5

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MERCADO IBÉRICO: PERSPECTIVAS

PRODUÇÃO COM CAE/CMEC

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO LIBERALIZADAS

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO 2010

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ROA 8,5% real antes de impostos

Amortizações anuais

O&M Contratado+

+

Valores Actualizados à Inflação

Pass-through dos custos com combustíveis

Custos com combustíveis são pagos através da Parcela Variável CAE de acordo com índices internacionais

Outros factores:• Custos com licenças de CO2 são da responsabilidade do operador do sistema

• Investimentos durante a vida dos CAE (ex: manutenção, ambientais, etc.) são remunerados de acordo com o contrato CAE: ROA 8,5% real antes de impostos

• CAE têm um valor residual contratado para as centrais hídricas

Margem Bruta CAE Margem Bruta Contratada CAEMaturidade por Tecnologia

Térmicas:

Sines (Carvão)

Setúbal (Fuel-oil)

Carregado (Fuel-oil/Gás)

Barreiro (Fuel-oil)

Tunes (Gasóleo)

Hidroeléctricas:

Tecnologia Fim CAE

2017

2012

2010

2009

2007

2020*

*média, entre 2013 e 20272005 2027

1.0

0.5

Mil milhões euros

6

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Cálculo do CMEC1

1 Em Julho 2005 assumindo uma taxa desconto de 3.78%

(Mil milhões euros)

9.7

3.4

6.4

VAL (Mg. CAE) VAL (Mg. Mercado) Base CMEC

Margem Bruta CAE vs. Mercado

2005 2027

CAEs

Mercado

1.0

0.5

(Mil milhões euros)

Metodologia para o cálculo dos CMECs estabelecido pelo Decreto Lei no. 240/2004:

� � do VAL da margem bruta em CAE e o VAL da margem bruta a ser recebida no mercado

� Valores de referência para pool, preços fuel e volumes

� Taxa desconto fixada: yield das Obrigações do Tesouro Portuguesas a 10 anos +25 b.p.

� “Mecanismo de Revisão”

Preço de referência da

pool = €36/MWhRevisão de

pressupostos

edp está plenamente convicta que o mecanismo CMECs será implementado em 2007

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MERCADO IBÉRICO: PERSPECTIVAS

PRODUÇÃO COM CAE/CMEC

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO LIBERALIZADAS

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO 2010

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Desafios Estratégia EDP

� Adições de capacidade esperadas podem levar a alguma sobrecapacidade no Mercado Ibérico no curto prazo, mas a procura e a comercialização deverão compensar no médio prazo

� Draft do Plano Nacional de Atribuição de Direitos de Emissão 2008-2012 para Portugal e Espanha indica uma redução da alocaçãogratuita de licenças CO2 para o sector industrial de electricidade

� Competição entre Carvão e CCGTs por ‘horas funcionamento’ dependente do dark e spark spread

� Maior nível de liberalização em Portugal e Espanha indicando o fim das tarifas reguladas para retalho

� Tirar vantagem da elevada eficiência e competitividade dos activos a carvão com nível superior de horas de funcionamento

� Gestão pró-activa das necessidades de CO2: mais de 80% de estimativa de cobertura em ‘08-’12

� Plano de Investimento focado em CCGTs e Hídricas para diversificar o mix de produção e balancear mix gás e carvão com o mercado

� Estratégia de comercialização rentável no mercado liberalizado para assegurar volumes de produção e cobrir riscos de mercado

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1. Balancear mix de gás/carvão2. Reduzir emissões CO2 / GWh

Opções adicionais podem ser exercidas dependendo da evolução e regulação do

mercado

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Central eléctrica MW Capex(€ M)

CC

GT Castejón 2 (Espanha)

Soto 4 (Espanha)

Lares 1 (Portugal)

Lares 2 (Portugal)

Soto 5 (Espanha)

400

400

400

400

400

200

200

200

200

200

Entrada em serviço

Central Eléctrica MW Capex(€ M)

Híd

rica

s Picote II reforço potência (P)

Bemposta II reforço potência (P)

Baixo Sabor (P)

Foz Tua (P)

Linhares bombagem (P)

231

178

170

215

300

130

130

300

240

160

Entrada em

serviço

2011

2011

2013

2014

2015

Status

Status

Em construção

Anterior pedido de informação

Concurso de construção em curso

Car

vão

Licença atribuída

Licença atribuída

Governo Português irá definir critério de um concurso para construção de uma central a carvão de 800 MW em Sines

Manter peso significativo na edp da produção hídrica de

baixo custo

Beneficiar do potencial hídrico remanescente a ser desenvolvido em Portugal

(54%)

Novas tecnologias no carvão de sequestro de CO2 em

estudo

Em construção

---

4T07

3T08

3T09

opção

opção

Aguarda licença ambiental

Aguarda licença ambiental

Aguarda licença ambiental

8

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Horas previstas funcionamento / ano 2010

7,000

Carvão

5,500 5,000

CCGT

3,500

� Centrais eléctricas a carvão da EDP altamente eficientes deverão continuar a ter load factoracima da média Ibérica

� Prudência no plano de investimento, dado que adições de CCGT no Mercado Ibérico no curto prazo podem levar a alguma sobre-capacidade em energia, apesar de no médio prazo ser equilibrada pela procura e comercialização

Carvão: horas funcionamento (2005)

EDP HC Média Ibérica

100107113

Índice 100

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������� �&�� ���� ��� �������������� �������. +

�������(���+,,/0+,-+

Previsão de emissões CO2 para 2008-2012 Cobertura das emissões de CO2 para 008-2012

Portugal Espanha Total Necessi-dades

Licençasadquiridas

FundosCarbono

ProjectosCDM

Exposição

12-13

CO2 Mtons 57-58 69-71 100%

Licenças gratuitas previstas

70-74%

2% 9%1% 14-18%

� Draft do Plano Nacional de Atribuição de Direitos de Emissão 2008-2012 para Portugal e Espanha jáindica uma redução das licenças anuais gratuitas de CO2: custos extra devem ser reflectidos no preço grossista e incluídos (pass-through) nas tarifas de retalho

� Adicionalmente à alocação gratuita de direitos de emissão, a EDP está já a gerir a cobertura das suas necessidades de CO2 através da compra de licenças a preços atractivos, o investimento em fundos de carbono com baixo custo de entrega (~€8 per ton) e a promoção de projectos CDM (principalmente pequenas centrais hídricas no Brasil)

CO2 Mtons

Não inclui centrais eléctricas em CAE/CMEC (custos associados estão cobertos)

9

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Sensibilidade da Margem Bruta da Produção vs. Preço Petróleo

Caso Base($/barril)

% da Margem Bruta do Total Portfolio em 2010

� Neste cenário, alteração na Margem Bruta da Produção Ibérica da EDP pela volatilidade do preço Petróleo será €5M por 1USD/barril

Pressupostos:- CCGT tecnologia marginal (pass-through de custos variáveis)- preço Brent 2010: 50 $/barril- Preço base Grossista 2010: 50 €/MWh- USD/Euro 2010: 1.3

Nota: assumindo correlação entre Petróleo e preços CO2 , o impacto da volatilidade do preço do Petróleo é inferior

-10.0%

-7.5%

-5.0%

-2.5%

0.0%

2.5%

5.0%

7.5%

10.0%

46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66

EDP

Congénere 1Congénere 2Congénere 3

��

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Produção(1) & Comercialização: TWh vendidos Produção(1)& Comercialização: preços unitários e custos

Mercado Grossista: spot, futuros e forwards

Preço venda Líquido a clientes retalho

Preço Médio Grossista (2)

Custo Produção

€/MWh

� Num contexto de sobre-capacidade de energia no curto prazo, os clientes liberalizados serão a chave para assegurar os volumes de produção

� Captura dos clientes com condições de preço atractivas permitirá preços de venda acima do custo grossista

0

5

10

15

20

25

2006 2007 2008 2009 2010

48%

53%

60%

40%

Clientes retalho

(1) Exclui produção em CAE/CMEC(2) Inclui pagamento de capacidade e serviços auxiliares

0

10

20

30

40

50

60

70

2006 2007 2008 2009 2010

10

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MERCADO IBÉRICO: PERSPECTIVAS

PRODUÇÃO COM CAE/CMEC

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO LIBERALIZADAS

PRODUÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO 2010

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+23������* $������� ����������� ������� ���

Capex Produção & Comercialização 2007-2010

€ m

Centraisem operação

AmbientalNovasCentraisHídricas

NovasCentraisTérmicas

Total

800

400

150

450 1,800

3x400 MW para começar ante 20101x400 MW opção incluída

409 MW de 2 reforços potência para começar depois 2010678 MW como opções para começar depois 2010

€100M em Sines, que serão remunerados em conformidade com contrato CAE

220M investimentos específicos em centrais eléctricas com CAEs;€70M em extensão de vida de centrais a carvão em Espanha

Capex de Expansão€1.2 mil M

66%

12.611.0

2005 2010

EDP installed capacity GW

42%

25%

17%

14%1%

38%

21%

14%

26%

1%

Hidro

Carvão

Fuel

Nuclear

CCGT

11

�

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Margem Bruta

EBITDA

OPEX

Produção: MW & GWh

2005 2010

11.076MW + 1.550

39.448GWh +2% CAGR

Total (€m) 1.335 > 6% CAGR

Opex/Margem bruta 22% < 21%

€M 1.044 > 6% CAGR

Produção Liberalizada& comercialização (€M) 372 > 14% CAGR

Novas CCGTs para aumentar a competitividade do portfolio, equilibrar mix gás & carvão e reduzir factor emissões CO2

Introdução de CMECs irá preservar o regime económico dos CAEExpansão capacidade em conjunto com uma estratégia de comercialização rentável

Manutenção da superior eficiência e competitividade da edp na actividade de produção

Crescimento sólido através da manutenção do perfil de baixo risco dos CAEs e aumento do resultado do segmento liberalizado

CAEs (€M) 937 > 1% CAGR