preço da eletricidade é determinado e comercializado pelos mercados elétricos, sendo que estes variam de acordo com as condições económicas e das infraestruturas. O mercado de energia elétrico encontra-se dividido em duas estruturas, o mercado grossista e o mercado retalhista.
Relativamente ao mercado grossista, constata-se que funciona ao nível da transmissão da rede elétrica, de forma a assegurar que a oferta corresponde à procura. Este pode ser dividido em três sub-mercados, mercado do dia seguinte, mercado intraday e mercado em tempo real (RTM). Estes são divididos consoante a escala de tempo e os recursos determinados por essa mesma escala.
2.5 Mercados Elétricos com a Integração de Energias Renováveis 23
Nestes mercados é determinado o preço marginal que permite fornecer informações aos consumidores para participarem no mercado através dos programas de DR, já que este analisa o mercado em diferente zonas, e, consequentemente, determina os custos e as receitas de cada consumidor.
Assim, no mercado do dia seguinte só há uma programação diária, e é onde é escolhido uma hora de operação para o dia seguinte. Neste ocorre um leilão no dia anterior à entrega de eletricidade, permitindo transações entre os produtores e os consumidores. No mercado intraday há um agendamento no próprio dia, calculado a cada 15 minutos. Estes mercados são eficazes na integração de recursos voláteis [46], [47].
No RTM as operações são efetuadas de forma discreta e em intervalos de tempo de 5 minutos. Este corresponde às plataformas de transações não discriminatórias que viabilizam os serviços necessários para garantir a fiabilidade e a flexibilidade do sistema. O RTM estabelece um mecanismo eficaz para os recursos de energia distribuídos (DER) e para os consumidores que utilizam processos de DR de forma a participar nos balanços de transações de mercado [48]. A Figura2.7ilustra a arquitetura dos mercados dos sistemas elétricas modernos.
Em relação ao mercado retalhista, a regulação da distribuição da rede é realizada através do DSO. Este é responsável pela compra da eletricidade de alta voltagem ao mercado grossista e a sua consequente transferência para os consumidores. Neste mercado é calculado um preço fixo para a eletricidade, o que provoca falhas no mercado, visto que as restrições do sistema de distribuição não são consideradas [49].
Cada vez mais, recorre-se à utilização dos aproveitamentos renováveis, nomeadamente, à energia eólica e fotovoltaica, uma vez que estes aproveitamentos permitem a redução das emissões poluentes, o que impulsiona a proteção ambiental. Esta integração altera o planeamento subjacente ao SEE, onde os processos de DR podem ser aplicados tanto aos consumidores finais como aos DER [50].
Assim, a gestão e operação do SEE e dos respetivos mercados elétricos é um processo complexo, devido à incerteza associada à produção e à procura de eletricidade, bem como devido às políticas reguladores e aos interesses privados [51]. Devido à natureza intermitente das energias renováveis e a consequente utilização de uma abordagem estocástica é necessário recorrer aos modelos de otimização, nomeadamente aos programas de compromisso das unidades com restrição de segurança (SCUC). Este tem em consideração as contingências do sistema, auxiliam no processo de decisão, assim como atenuam de uma forma flexível a volatilidade e a incerteza das energias renováveis [52].
A entidade independente conhecida como ISO é responsável pelo processo de coordenação centralizada, ou seja, é responsável por operar o SEE e os seus mercados elétricos. Desta forma, o ISO garante que o fornecimento de eletricidade seja fiável, apesar das flutuações associadas à oferta e à procura de eletricidade.
Para além disso, pode existir a aquisição de recursos adicionais, nomeadamente, o armazenamento de baterias ou a gestão do lado da procura, de forma a manter o equilíbrio entre a oferta e a procura.
Assim, com a necessidade de novos serviços que garantam o equilíbrio, os mercados devem fornecer incentivos a esses mesmos serviços, o que altera a própria estrutura dos mercados [53].
O processo de tomada de decisão do ISO, tradicionalmente, encontra-se do lado da produção, ou seja, o ISO a partir da previsão da curva de carga, executa o modelo SCUC um dia antes para cumprir os requisitos da procura. Todavia, com a crescente integração das energias renováveis, o ISO encontra obstáculos devido às incertezas associadas. Também a SG permite ao ISO aumentar a capacidade de adaptação, já que o lado da procura é integrado no seu agendamento, através de processos de resposta à procura [54].
Ao contrário da rede elétrica tradicional, onde os fornecedores em grande escala produzem e distribuem a eletricidade para os consumidores, a SG permite a integração de uma comunicação bidirecional, controlando a procura e a oferta de energia, o que permite o aumento da eficiência da rede. Na SG podem existir vários fornecedores pequenos, nomeadamente geradores ou painéis solares que estão instalados nas habitações e edifícios. Estes conectam-se à rede como fornecedores de energia, o que modifica a relação entre o número de fornecedores e os consumidores.
No entanto, com a integração dos recursos renováveis, a quantidade de energia pode não ser suficiente, já que estes recursos estão sujeitos às flutuações já mencionadas anteriormente. Assim, os pequenos fornecedores precisam de comprar energia a fornecedores de grande escala [55].
Desta forma, surge o conceito de reserva operacional, responsável por manter o equilíbrio do SEE. A reserva deve ser agendada de forma a contrariar o comportamento incerto por parte do lado da procura, assim como as interrupções aleatórias dos geradores. Uma fonte de reserva operacional pode ser a DR, uma vez que possibilita a alteração no fluxo de energia por parte do lado da procura, reduzindo o custo operacional do sistema e as emissões poluentes [56].
Assim, a reserva é vista como um serviço auxiliar, essencial na manutenção da segurança operacional do SEE. Devido à sua importância, os serviços públicos devem possuir capacidades de produção na forma de reserva, de forma a permitir a existência dos erros de previsão e, ao mesmo tempo, manter a estabilidade do sistema reduzindo o congestionamento da transmissão de eletricidade [57].