Estimativa do Impacto da PRE no Custo de Produção de Energia Elétrica em 2018

(1)

F

ACULDADE DE

E

NGENHARIA DA

U

NIVERSIDADE DO

P

ORTO

Estimativa do Impacto da PRE no

Custo de Produção de Energia Elétrica

em 2018

Pedro Miguel de Vasconcelos Araújo Oliveira

Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: João Paulo Tomé Saraiva

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c

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Resumo

A Produção em Regime Especial tem vindo progressivamente a aumentar o seu peso no mix energético, em grande parte devido aos subsídios que lhe são concedidos. Assim, é de grande relevância conduzir um estudo sobre o seu impacto no custo de produção de energia elétrica, para o ano de 2018.

Com base no modelo em Pool simétrico que caracteriza o MIBEL e recorrendo a dados pú-blicos, foi levado a cabo um estudo do impacto da PRE no custo de produção de energia elétrica para o ano de 2018. Para tal, os dados foram trabalhados de modo a, numa primeira fase, retornar valores horários de preços de mercado e quantidades negociadas para diversas situações, com in-clusão da PRE, sem a totalidade da PRE e retirada de PRE por tecnologia, com a retirada de PRE a ser complementada pela PRO nestes dois últimos casos, sendo posteriormente calculados custos horários de produção.

Este tratamento dos dados permitiu identificar que a retirada da totalidade da PRE conduziu a um aumento de 6,6% dos custos de produção.

Esta análise incluiu igualmente diversos horizontes temporais (horário, diário, mensal e anual) e foi também analisada a retirada de PRE por tecnologia.

Palavras-chave: Mercados de electricidade, Produção em Regime Ordinário, Produção em Regime Especial, tarifas feed-in.

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Abstract

Special Regime Generation has progressively increased its share in the energy mix, largely due to the subsidies granted to it. Thus, it is of great relevance to conduct a study on its impact on the cost of electricity generation, for the year 2018.

Based on the symmetrical Pool model that characterizes MIBEL and using public data, a study of the impact of SRG on the cost of electricity production for 2018 was carried out. For this purpose, the data were analysed in order to return, in a first phase, to hourly values of market prices and traded quantities for different situations, with the inclusion of the SRG, without the entire SRG and withdrawal of SRG by technology, with the withdrawal of the SRG to be complemented by conventional generation in these last two cases, and later hourly generation costs are calculated.

This treatment of the data made it possible to estimate that the withdrawal of the entire SRG led to a 6.6% increase in generation costs.

This analysis also included several time horizons (hourly, daily, monthly and yearly) and the withdrawal of PRE by technology was also analyzed.

Keywords: Electricity markets, Ordinary Regime Generation, Special Regime Generation, feed-intariffs.

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Agradecimentos

Finalizada esta etapa da minha vida, é tempo de olhar para trás e fazer alguns agradecimentos. Em primeiro lugar, agradeço à minha família pelo apoio, afeto e paciência para comigo, mesmo quando por vezes as coisas pareciam não levar o rumo certo. A vocês devo a minha forma de ser e de pensar, duas coisas que ninguém me pode tirar. Ao meu cão agradeço a compa-nhia, convicto que, por esta altura, poderia ser engenheiro e médico honorário, tais foram as horas acompanhando os seus donos mais novos à medida que estes se formavam.

Agradeço aos meus amigos, sempre presentes para tomar um café na Pala do DEEC, estudar na J305, falar sobre a vida ou apenas beber um copo algures pela baixa do Porto. Certamente que o meu percurso sai valorizado pelo privilégio de ter partilhado todos estes momentos com vocês.

Agradeço ao futsal pelas conquistas e amizades que me deu e continuará a dar, ainda que com algumas lesões pelo meio. Este é o verdadeiro microcosmos da sociedade, onde desde pequeno encontrei diferentes realidades que me permitiram crescer enquanto atleta e pessoa. Colegas de equipa, treinadores, dirigentes, clubes, o meu obrigado por tudo.

Agradeço ao Professor João Paulo Tomé Saraiva pelo acompanhamento, paciência, disponibi-lidade e simpatia para levar esta dissertação a bom porto. Agradeço também ao Eng. José Carlos Sousa pela disponibilidade e simpatia ao longo do semestre.

Por fim, resta-me agradecer à Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, que acabou por se tornar na minha segunda casa. Aqui aprendi não só sobre engenharia, mas também a ques-tionar o porquê das coisas e a ser um eterno inconformado no que ao conhecimento diz respeito. Levarei estes ensinamentos para onde a vida me levar.

Até sempre.

Pedro Oliveira

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“I exist on the best terms I can. The past is now part of my future, the present is well out of hand.”

Ian Curtis

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Conteúdo

1 Introdução 1

1.1 Enquadramento e Objetivos . . . 1

1.2 Estrutura da dissertação . . . 2

2 Mercados de Eletricidade 3 2.1 Evolução do setor elétrico . . . 3

2.2 Estrutura verticalizada . . . 4

2.3 Estrutura desverticalizada/desagregada . . . 5

2.3.1 Modelo em Pool . . . 6

2.3.2 Contratos Bilaterais . . . 9

2.3.3 Modelos Mistos . . . 9

2.4 Mercado Ibérico de Eletricidade - MIBEL . . . 10

2.4.1 Organização estrutural e objetivos propostos . . . 10

2.4.2 OMI . . . 12

2.4.3 Market Splitting . . . 13

2.5 Estrutura tarifária em vigor em Portugal . . . 15

2.5.1 Tarifas no mercado liberalizado e regulado . . . 15

2.5.2 Tarifa de Uso Global do Sistema . . . 17

3 Produção em Regime Especial 19 3.1 Introdução da PRE no sistema elétrico . . . 19

3.2 PRE em Portugal . . . 21

3.2.1 Evolução temporal . . . 21

3.2.2 Paradigma em 2018 . . . 23

3.3 Estudos prévios realizados . . . 26

3.3.1 Algoritmo de Interseção das Curvas de Mercado . . . 26

3.3.2 Resultados reportados em [1] . . . 29

4 Metodologia Implementada 31 4.1 Caracterização geral, leitura de ficheiros e extração de dados . . . 31

4.2 Situação 1 - Com Inclusão da PRE . . . 34

4.2.1 Descrição Geral . . . 34

4.2.2 Preços pagos à PRE . . . 35

4.2.3 Dados horários da PRE . . . 37

4.2.4 Preço e Quantidade de Mercado . . . 38

4.2.5 Custos de Produção . . . 39

4.3 Situação 2 - Com Retirada de PRE - Total ou por tecnologia . . . 40

4.3.1 Descrição Geral . . . 40

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x CONTEÚDO 4.3.2 Algoritmo de interseção . . . 42 4.3.3 Custos de Produção . . . 44 5 Resultados Obtidos 45 5.1 Resultados diários . . . 45 5.1.1 1 de janeiro . . . 45 5.1.2 1 de abril . . . 50 5.1.3 1 de julho . . . 54 5.1.4 1 de outubro . . . 58 5.2 Resultados mensais . . . 62 5.2.1 Janeiro . . . 62 5.2.2 Fevereiro . . . 66 5.2.3 Março . . . 70 5.2.4 Abril . . . 74 5.2.5 Maio . . . 78 5.2.6 Junho . . . 82 5.2.7 Julho . . . 86 5.2.8 Agosto . . . 90 5.2.9 Setembro . . . 94 5.2.10 Outubro . . . 98 5.2.11 Novembro . . . 102 5.2.12 Dezembro . . . 106 5.3 Resultados anuais . . . 110

6 Conclusões e Trabalho Futuro 117 6.1 Conclusão . . . 117

6.2 Trabalhos Futuros . . . 118

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Lista de Figuras

2.1 Estrutura verticalmente integrada do setor elétrico [2]. . . 4

2.2 Modelo desagregado do setor elétrico [2]. . . 5

2.3 Exemplo de um mercado em Pool simétrico [2]. . . 6

2.4 Modelo de exploração do setor elétrico em Pool [2]. . . 8

2.5 Modelo misto de exploração do setor elétrico [2]. . . 10

2.6 Consumos relativos dos mercados regionais europeus, em 2005 [3]. . . 11

2.7 Esquema organizativo do Operador de Mercado Ibérico [3]. . . 12

2.8 Ilustração do mecanismo de Market Splitting [4]. . . 14

2.9 Estrutura do preço de fornecimento de eletricidade no mercado liberalizado [5]. . 16

2.10 Estrutura do preço de fornecimento de eletricidade no mercado regulado [5]. . . . 16

3.1 Comparação entre fontes de energia [6]. . . 20

3.2 Contribuição anual da PRE para a satisfação do consumo [4]. . . 21

3.3 Preço médio anual da PRE (e /MWh) e preço de referência de mercado (e /MWh) [4]. . . 22

3.4 Preço médio por tecnologia (e /MWh) [4]. . . 23

3.5 Contribuição da PRE para a satisfação do consumo (2018) [7]. . . 24

3.6 Comparação entre os valores médios mensais dos preços pagos à PRE (e /MWh) e do preço de mercado para 2018 (e /MWh) (valores médios aritméticos). . . 24

3.7 Preço médio mensal pago à PRE, por tecnologia. . . 25

3.8 Preço médio anual pago à PRE, por tecnologia. . . 25

3.9 Ilustração de Interseção Vertical. . . 27

3.10 Ilustração de Interseção Horizontal. . . 28

3.11 Variações mensais (%) do custo de produção (2017). . . 29

4.1 Tabela referente ao mercado da hora 1 do dia 1 de Janeiro de 2018. . . 32

4.2 Ficheiro do tipo .txt de chamada sequencial de dados. . . 33

4.3 Curvas agregadas de ofertas de compra e venda. . . 34

4.4 Fluxograma representativo da sequência operacional-situação com inclusão de PRE. 35 4.5 Valores horários da energia produzida via Produção em Regime Especial, por tec-nologia (MWh) (fonte: EDP Produção, a quem se agradece a disponibilização desta informação na pessoa do Eng. José Carlos Sousa) . . . 38

4.6 Ofertas casadas de compra e venda. . . 39

4.7 Curvas agregadas de oferta e demanda. . . 41

4.8 Fluxograma da sequência operacional-situação com retirada de PRE. . . 42

4.9 Representação gráfica do algoritmo de interseção das curvas agregadas de compra e venda [8]. . . 43

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xii LISTA DE FIGURAS

5.1 Variações do preço de mercado para o dia 1 de janeiro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 49

5.2 Variações do custo de produção para o dia 1 de janeiro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 49

5.3 Variações do preço de mercado para o dia 1 de abril de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 53

5.4 Variações do custo de produção para o dia 1 de abril de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 53

5.5 Variações do preço de mercado para o dia 1 de julho de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 57

5.6 Variações do custo de produção para o dia 1 de julho de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 57

5.7 Variações do preço de mercado para o dia 1 de outubro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 61

5.8 Variações do custo de produção para o dia 1 de outubro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 61

5.9 Variações do preço de mercado para janeiro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 65

5.10 Variações do custo de produção para janeiro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 65

5.11 Variações do preço de mercado para fevereiro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 69

5.12 Variações do custo de produção para fevereiro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 69

5.13 Variações do preço de mercado para março de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 73

5.14 Variações do custo de produção para março de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 73

5.15 Variações do preço de mercado para abril de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 77

5.16 Variações do custo de produção para abril de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 77

5.17 Variações do preço de mercado para maio de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 81

5.18 Variações do custo de produção para maio de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 81

5.19 Variações do preço de mercado para junho de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 85

5.20 Variações do custo de produção para junho de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 85

5.21 Variações do preço de mercado para julho de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 89

5.22 Variações do custo de produção para julho de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 89

5.23 Variações do preço de mercado para agosto de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 93

5.24 Variações do custo de produção para agosto de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 93

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LISTA DE FIGURAS xiii

5.25 Variaçôes do preço de mercado para setembro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 97

5.26 Variaçôes do custo de produção para setembro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 97

5.27 Variações do preço de mercado para outubro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 101

5.28 Variações do custo de produção para outubro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 101

5.29 Variações do preço de mercado para novembro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 105

5.30 Variações do custo de produção para novembro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 105

5.31 Variações do preço de mercado para dezembro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 109

5.32 Variações do custo de produção para dezembro de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 109

5.33 Variações do preço de mercado para o ano de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 113

5.34 Variações do custo de produção para o ano de 2018, com retirada de PRE, total e por tecnologia (%). . . 113

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Lista de Tabelas

3.1 Variação do custo de produção médio mensal (2017). . . 29

3.2 Variação do custo de produção médio anual (2017). . . 30

4.1 Preços médios mensais e anuais pagos à PRE para o ano de 2017, por tecnologia. 36

4.2 Preços médios anuais pagos à PRE para o ano de 2018, por tecnologia. . . 36

4.3 Preços médios mensais pagos à PRE para o ano de 2018, por tecnologia. . . 37

5.1 Preço de mercado (e /MWh) para o dia 1 de janeiro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 47

5.2 Custo de produção (e ) para o dia 1 de janeiro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 48

5.3 Preço de mercado (e /MWh) para o dia 1 de abril de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 51

5.4 Custo de produção (e ) para o dia 1 de abril de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 52

5.5 Preço de mercado (e /MWh) para o dia 1 de julho de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 55

5.6 Custo de produção (e ) para o dia 1 de julho de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 56

5.7 Preço de mercado (e /MWh) para o dia 1 de outubro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 59

5.8 Custo de produção (e ) para o dia 1 de outubro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 60

5.9 Preço de mercado (e /MWh) para janeiro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 63

5.10 Custo de produção (e ) para janeiro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 64

5.11 Preço de mercado (e /MWh) para fevereiro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 67

5.12 Custo de produção (e ) para fevereiro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 68

5.13 Preço de mercado (e /MWh) para março de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 71

5.14 Custo de produção (e ) para março de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 72

5.15 Preço de mercado (e /MWh) para abril de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 75

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xvi LISTA DE TABELAS

5.16 Custo de produção (e ) para abril de 2018 com retirada de PRE, total e por tecno-logia. . . 76

5.17 Preço de mercado (e /MWh) para maio de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 79

5.18 Custo de produção (e ) para maio de 2018 com retirada de PRE, total e por tecno-logia. . . 80

5.19 Preço de mercado (e /MWh) para junho de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 83

5.20 Custo de produção (e ) para junho de 2018 com retirada de PRE, total e por tec-nologia. . . 84

5.21 Preço de mercado (e /MWh) para julho de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 87

5.22 Custo de produção (e ) para julho de 2018 com retirada de PRE, total e por tecno-logia. . . 88

5.23 Preço de mercado (e /MWh) para agosto de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 91

5.24 Custo de produção (e ) para agosto de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 92

5.25 Preço de mercado (e /MWh) para setembro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 95

5.26 Custo de produção (e ) para setembro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 96

5.27 Preço de mercado (e /MWh) para outubro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 99

5.28 Custo de produção (e ) para outubro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 100

5.29 Preço de mercado (e /MWh) para novembro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 103

5.30 Custo de produção (e ) para novembro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 104

5.31 Preço de mercado (e /MWh) para dezembro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 107

5.32 Custo de produção (e ) para dezembro de 2018 com retirada de PRE, total e por tecnologia. . . 108

5.33 Preço médio de mercado (e /MWh) para o ano de 2018, considerando a retirada de PRE total e por tecnologia. . . 111

5.34 Custo de produção (e ) para o ano de 2018, considerando a retirada de PRE total e por tecnologia. . . 112

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Abreviaturas e Símbolos

PRE Produção em Regime Especial PRO Produção em Regime Ordinário

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade

MATLAB Matrix Laboratory

OMIE Operador do Mercado Ibérico de Energia TUGS Tarifa de Uso Global do Sistema

TURD Tarifa de Uso da Rede de Distribuição TURT Tarifa de Uso da Rede de Transporte

OLMC Tarifa de Operação Logística de Mudança de Comercializador UGS Uso Global do Sistema

AT Alta Tensão MT Média Tensão

UGS Uso Global do Sistema

CIEG Custos de Interesse Económico Geral CAE Contratos de aquisição de energia

CMEC Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual

PPEC Plano de Promoção da Eficiência no Consumo de Energia Elétrica

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Capítulo 1

Introdução

1.1 Enquadramento e Objetivos

A Produção em Regime Especial, fruto das condições vantajosas a si associadas, tem-se reve-lado um investimento seguro nos últimos anos, o que tem justificado o seu aumento apreciável. O investimento neste tipo de produção justifica-se pelas vantagens ambientais decorrentes com-parativamente à Produção em Regime Ordinário, bem como pela diminuição nas importações de energia. Por outro lado, corresponde a um investimento de baixo risco pois, tendo prioridade no despacho, pelo que o produtor acaba por ter sempre garantido o escoamento da totalidade da sua produção. Esta prioridade é assegurada com a entrada da PRE no mercado a custo zero na curva das ofertas de venda.

Devido a esta dinâmica própria e ao facto desta produção ser subsidiada a posteriori recor-rendo a tarifas feed-in, torna-se relevante a realização de uma análise ao impacto destas tecnologias no custo de produção de energia elétrica.

Assim, esta dissertação analisa o impacto da PRE no custo de produção de Energia Elétrica no ano de 2018, fazendo uma análise comparativa de várias situações distintas: uma com a inclusão da PRE e PRO, outra somente com a PRO e sem qualquer tipo de PRE e outras com PRO e PRE, com retirada individual de diversas tecnologias, procurando saber qual/quais as tecnologias que apresentam um maior impacto no custo de produção.

Para tal, comparar-se-ão os custos finais de produção das situações acima descritas, sendo que a PRO é paga a preço de mercado e a PRE é subsidiada mediante preços, por tecnologia, definidos em Decreto-Lei publicado pela entidade governamental competente. Importa referir que a retirada da PRE, caso ocorra, se irá traduzir num novo preço em relação à situação real de mercado.

Este trabalho foi proposto e acompanhado pela EDP Produção, na pessoa do Eng. José Carlos Sousa, a quem se agradece toda a colaboração, a disponibilização de diversos dados utilizados e as discussões proveitosas que tiveram lugar ao longo do período de realização deste trabalho.

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2 Introdução

1.2 Estrutura da dissertação

Esta dissertação desdobra-se em seis capítulos, entre os quais este Capítulo1, que aborda o enquadramento, objetivos e estrutura da dissertação.

O Capítulo2cobre as dinâmicas dos Mercados de Eletricidade, desde a sua evolução temporal até à sua organização estrutural e funcionamento. Neste capítulo é apresentado com mais detalhe o MIBEL, bem como a estrutura tarifária em vigor em Portugal Continental.

No Capítulo3é abordada a Produção em Regime Especial, nomeadamente a sua introdução no mercado, as diferentes tecnologias e a evolução da PRE em Portugal, bem como estudos prévios relativamente a esta temática, focados na realidade portuguesa.

O Capítulo4explica detalhadamente a Metodologia Implementada, desde a extração de dados até ao cálculo de preços, passando também pelo algoritmo de extração da PRE e pelo algoritmo de interseção das curvas agregadas de ofertas de compra e de venda de modo a determinar o novo preço de mercado. Importa referir que foi desenvolvido um programa em MATLAB para trabalhar os dados.

No Capítulo5são apresentados os resultados decorrentes do tratamento dos dados utilizando o programa descrito no Capítulo4, com os resultados apresentados para diferentes janelas temporais considerando, como já foi anteriormente mencionado, o ano de 2018.

Por fim, no Capítulo6são apresentadas considerações finais, quer sobre os resultados obtidos, quer sobre eventuais futuros trabalhos destinados a continuar ou complementar o trabalho agora realizado.

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Capítulo 2

Mercados de Eletricidade

2.1 Evolução do setor elétrico

As atividades de produção, transporte e distribuição de electricidade iniciaram-se no fim do século XIX, sofrendo muitas alterações estruturais, de propriedade e de modelo organizativo desde então. Inicialmente, o setor elétrico resumia-se a redes elétricas de pequena potência e extensão geográfica, não só devido à potência exigida pelos consumidores como pelas limitações tecnoló-gicas decorrentes da época em questão. Com o aumento das potências de carga e a adoção de inovações ao nível das tecnologias implementadas, as próprias redes começaram também elas a sofrer incrementos ao nível de potência e extensão geográfica.

A dinâmica acima descrita, de mão dada com a construção de aproveitamentos de recursos hídricos afastados dos centros de consumo, levou à construção de redes de transporte de energia elétrica para grandes distâncias, utilizando níveis de tensão progressivamente mais elevados para redução de perdas. Esta escalabilidade da rede elétrica é acompanhada pela interligação entre sistemas elétricos nacionais por motivos técnicos, nomeadamente de segurança e estabilidade na exploração da rede. Esta evolução fez surgir os modernos sistemas elétricos de energia interligados a nível transnacional e em muitos casos continental.

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4 Mercados de Eletricidade

2.2 Estrutura verticalizada

No caso Português, em termos da estrutura de propriedade, até 1975 o setor elétrico organizava-se via atribuição de concessões a entidades privadas. Em 1975 ocorreu a nacionalização e inte-gração vertical do setor, com a produção, transporte e distribuição de energia a cargo da mesma entidade, conforme se ilustra na Figura 2.1. Fora desta estrutura verticalmente integrada fica-ram apenas algumas cooperativas de consumidores em BT localizadas no norte e centro do país e responsáveis pela alimentação de cerca de 30.000 clientes, cerca de 0,5% do total.

Figura 2.1: Estrutura verticalmente integrada do setor elétrico [2].

Tal organização estrutural levava a que, mesmo existindo várias empresas no país, não hou-vesse qualquer tipo de competição entre elas, visto que cada uma tinha alocado um conjunto de clientes que só poderiam ter os serviços prestados pela empresa referente à área geográfica em questão. Este tipo de organização levantava diversas dificuldades, nomeadamente em termos da regulação do setor, visto existir uma fronteira muito ténue entre a entidade reguladora e a que en-tidade que era objeto de regulação, bem como devido à ausência de mecanismos que induzissem a redução de custos, por exemplo, por via de competição em alguns segmentos da cadeia de valor.

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2.3 Estrutura desverticalizada/desagregada 5

2.3 Estrutura desverticalizada/desagregada

A partir da década de 80, seguindo o exemplo de reestruturação/liberalização de setores como a aviação, telecomunicações e distribuição de gás, também o setor elétrico procedeu a esta rees-truturação, não só favorecendo o aparecimento de novos agentes como dando aos clientes maior poder de decisão, podendo escolher a entidade prestadora de serviços mais conveniente para eles. Este modelo estrutural, com mercado integrado e centralizado, encontra-se representado na Figura

2.2.

Figura 2.2: Modelo desagregado do setor elétrico [2].

Importa referir que nas atividades que balizam o modelo - Produção (P), Comercialização (C) e Intermediação Financeira (IF) - a competição é feroz fruto do elevado número de agentes nessas atividades. As Redes de Distribuição e de Transporte (RD e RT, respetivamente) funcionam em regime de monopólio natural regulado, visto que uma situação contrária obrigaria à duplicação das redes existentes na mesma área geográfica, algo inviável do ponto de vista económico e ambiental. No entanto, esses monopólios são regulados no que se refere a aspetos tarifários e de qualidade de serviço, por exemplo.

A zona central desta estrutura desagregada corresponde a um conjunto de atividades antiga-mente englobadas no setor de transporte:

• Contratos Bilaterais (CB): Contratos de natureza física ou financeira, estabelecidos dire-tamente entre produtores e comercializadores ou clientes elegíveis, combinando entre si preço, quantidade de energia a produzir/consumir e duração de contrato;

• Mercados Centralizados (MC): Entidade que recebe ofertas de compra e venda de energia elétrica, tipicamente para períodos do próximo dia. As propostas incluem valores de potên-cia e preço mínimo a receber (no caso das ofertas de venda) ou preço máximo a pagar (no caso das ofertas de compra). O output decorrente da interseção das curvas agregadas destes dois tipos de propostas é a quantidade negociada e o preço de mercado, para o período em questão;

(26)

• Rede de Transporte (RT): Entidades responsáveis pela construção, manutenção e exploração da rede de transporte de energia elétrica e que atuam em regime de monopólio natural. São remuneradas via Tarifas de Uso das Redes;

• Independent System Operator(ISO): Entidade responsável por garantir a viabilidade da ex-ploração da rede de transporte, tendo em conta o despacho decorrente do mercado e infor-mação dos contratos bilaterais estabelecidos. Deverá avaliar a viabilidade técnica do con-junto contratos bilaterais+despacho para cada período do dia seguinte, procurando mitigar situações de congestionamento, caso existam.

A implementação deste modelo garante uma separação de atividades entre agentes, trazendo uma maior transparência à exploração do sistema elétrico.

2.3.1 Modelo em Pool

Um mercado de energia decorre da interação entre empresas produtoras e comercializadores ou consumidores elegíveis. Atualmente, a forma mais enraizada desta interação corresponde aos mercados spot centralizados, mais conhecidos como mercados em Pool. Procuram fazer o casa-mento entre as propostas de venda ofertadas por agentes produtores e as propostas de compra dos comercializadores e consumidores elegíveis, para um horizonte temporal de curto prazo, normal-mente períodos do próximo dia. O resultado é a quantidade de energia despachada e preço de mercado para um dado período do dia seguinte, daí também serem conhecidos como Day-Ahead Markets. A Figura2.3ilustra o funcionamento de um mercado em Pool simétrico, situação mais habitual em ambiente de exploração normal da rede.

(27)

Matematicamente, apresenta-se da seguinte forma [9]:

max Z= Nd

∑

i=1 C_Dio f∗ PDi− Ng

∑

j=1 C_{G j}o f∗ PG j (2.1) su j 0 ≤ PDi≤ P o f Di (2.2) 0 ≤ PG j≤ P o f G j (2.3) Ng

∑

j=1 PG j= Nd

∑

i=1 PDi (2.4) Em que:

• Z - Função de Benefício Social;

• Nd - Número de propostas de compra comunicadas ao Operador de Mercado; • Ng - Número de propostas de venda comunicadas ao Operador de Mercado; • C_Dio f - Preço de compra da proposta i;

• C_{G j}o f - Preço de venda da proposta j;

• P_Dio f - Quantidade de compra da proposta i (máximo); • P_{G j}o f - Quantidade de venda da proposta j (máximo); • PDi- Quantidade de compra da proposta i (variável);

• PG j- Quantidade de venda da proposta j (variável).

A função objetivo a maximizar, Função de Benefício Social (equação2.1), corresponde à soma do excesso dos consumidores e do excesso dos produtores. As restrições2.2e2.3asseguram que a quantidade aceite de uma dada proposta não ultrapassa o respetivo valor máximo ao passo que a equação2.4assegura a igualdade entre a produção e a carga.

Desta forma, pode-se definir o mercado em Pool como um mercado grossista de energia elé-trica baseado em propostas de compra/venda em que os preços apresentados pelos agentes produ-tores refletem custos marginais. No entanto, o planeamento do sistema elétrico não se restringe a uma análise económica, mas sim economico-técnica, conforme ilustra a Figura2.4.

Fica bem patente que a coordenação da exploração do sistema está a cargo dos Operadores de Mercado e de Sistema. O Operador de Mercado recebe as propostas de compra/venda por parte dos agentes de mercado, sendo que as propostas são casadas para cada período horário. Os despachos puramente económicos decorrentes desta primeira fase são comunicados ao Operador de Sistema, que verifica a viabilidade técnica dos mesmos.

(28)

Figura 2.4: Modelo de exploração do setor elétrico em Pool [2].

• Sem ocorrência de congestionamento: Os despachos são passíveis de serem executados e serão implementados em cada hora do dia seguinte sem qualquer tipo de alteração. O Operador de Sistema comunica aos produtores os valores a produzir, contrata os níveis necessários de serviços auxiliares e informa os proprietários ou concessionários das redes de transporte acerca dos fluxos de energia esperados;

• Ocorrência de congestionamento: É necessário uma interação entre o Operador de Mercado e o Operador de Sistema de modo a mitigar essa situação. Poder-se-á recorrer a mercados de ajustes de potências produzidas ou de carga para ultrapassar os congestionamentos. Se o(s) congestionamento(s) persistirem, o Operador de Sistema tem legitimidade para alterar o despacho inicial, retirando ofertas previamente despachadas e integrando ofertas previa-mente descartadas por serem mais caras.

(29)

2.3.2 Contratos Bilaterais

Apesar da transparência que procura oferecer a todos os agentes envolvidos, o mercado em Poolacaba por ser objeto de críticas em alguns pontos:

• Os preços de mercado refletem custos marginais de curto prazo, sendo altamente voláteis e influenciados pelas condições de carga (potência da carga e localização geográfica da mesma), pelos geradores e ramos do sistema disponíveis em determinado momento. Estas variações de preço indiciam uma incerteza no fluxo financeiro entre consumidores e pro-dutores, com riscos associados para ambas as partes- os agentes produtores podem ver os preços diminuir, ao passo que as entidades consumidoras podem ver os preços aumentar drasticamente;

• A existência de uma entidade intermediária, apesar de benéfica numa perspetiva de orga-nização do mercado, torna-o um pouco opaco, visto que as entidades consumidoras não se relacionam de forma direta com as entidades produtoras, não tendo por isso qualquer possibilidade de eleger o seu fornecedor.

De forma a mitigar as questões acima descritas, procurou-se estabelecer mecanismos contra-tuais alternativos ao Pool - Contratos Bilaterais- de modo que as entidades consumidoras tenham pleno direito de escolher com qual fornecedor se pretendem relacionar.

Este tipo de modelo negocial permite uma negociação direta entre as entidades produtora e consumidora. Normalmente os contratos são acordados para um período a médio/longo prazo (maior ou igual a um ano), englobando preços e quantidades de energia, bem como índices de qualidade de serviço que têm de ser atingidos.

2.3.3 Modelos Mistos

A grande maioria dos países onde o setor elétrico funciona de forma desagregada tem optado por estruturas mistas, funcionando um mercado centralizado em Pool com a possibilidade de esta-belecimento de contratos bilaterais físicos. Nestas circunstâncias, o Pool corresponde a um modo voluntário de relacionamento entre agentes, sendo que estes também podem fazê-lo via estabe-lecimento de Contratos Bilaterais. A existência de uma estrutura mista, que pode eventualmente ser complementada com a introdução de contratos bilaterais financeiros, permite estabelecer um esquema operacional ainda mais completo comparativamente com o esquema operacional do mer-cado Pool por si só, como se pode observar na Figura2.5.

(30)

Figura 2.5: Modelo misto de exploração do setor elétrico [2].

As entidades que estabeleceram Contratos Bilaterais têm obrigatoriamente de fornecer infor-mação de teor técnico ao Operador de Sistema - potência, nós de injeção e absorção, modulação, sendo que este cruza estes dados com dados provenientes do Operador de Mercado. Este trata-mento de dados referente à solicitação simultânea de utilização da rede permite avaliar a existência de congestionamentos. Caso existam, o Operador de Sistema informa os intervenientes de tal si-tuação, tendo legitimidade para ativar mercados de ajustes de forma a ultrapassar esse problema.

2.4 Mercado Ibérico de Eletricidade - MIBEL

2.4.1 Organização estrutural e objetivos propostos

O Mercado Ibérico da Energia Elétrica (MIBEL) resulta da cooperação ativa entre os governos de Portugal e Espanha com o intuito de integrar os sistemas elétricos de ambos os países numa perspetiva de otimização técnico-económica dos recursos existentes. Este processo iniciou-se em 1998, sendo estabelecidos vários protocolos de colaboração entre os dois países. Como resultado deste processo, no dia 1 de Julho de 2007, o MIBEL arrancou na sua plenitude, com perspeti-vas de que este protocolo trouxesse benefícios para os consumidores, nomeadamente uma maior igualdade e transparência ao setor da energia na Península Ibérica [10].

Do ponto de vista geográfico e de escalabilidade, Portugal não apresentava condições para desenvolver um mercado de eletricidade de forma isolada. Porém, ao juntar os dois sistemas elé-tricos, este mercado Ibérico acaba por se equiparar a outros mercados europeus, situação ilustrada na Figura2.6.

(31)

2.4 Mercado Ibérico de Eletricidade - MIBEL 11

Figura 2.6: Consumos relativos dos mercados regionais europeus, em 2005 [3].

A criação do MIBEL tinha como principais metas:

• Beneficiar os consumidores de electricidade dos dois países; • Estruturar o funcionamento do mercado liberalizado;

• Construir um preço de referência único para toda a Península Ibérica;

• Facultar o livre acesso ao mercado, em condições de igualdade, transparência e objectivi-dade;

• Favorecer a eficiência económica das empresas do sector eléctrico; • Promover a livre concorrência entre as mesmas [3].

Em termos físicos, o MIBEL visava uma melhor coordenação de procedimentos a nível da operação dos dois TSO, assim como o desenvolvimento e reforço das interligações entre os dois países.

A nível económico, a meta consistia em especificar o modelo de mercado e respetivo funcio-namento, definindo para isso condições de remuneração e encargos dos agentes, bem como custos de transição de mercado, os chamados Stranded Costs (custos ociosos), entre outros aspetos.

No âmbito legal e regulatório, o objetivo passava por garantir a harmonização da legislação das regras de operação dos sistemas e da desejável convergência tarifária, criando para tal efeito o Conselho de Reguladores, com representação simétrica dos reguladores financeiros e de energia.

A nível estrutural, importa destacar o Operador do Mercado Ibérico (OMI), com dois pólos: o pólo com a responsabilidade pela gestão do mercado diário, operado a partir de Madrid, e o pólo português, orientado para o mercado a prazo - OMIP. A estrutura organizativa do Mercado Ibérico encontra-se detalhada na Figura2.7.

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Figura 2.7: Esquema organizativo do Operador de Mercado Ibérico [3].

2.4.2 OMI

O OMI é o Operador de Mercado designado em Espanha e Portugal, fazendo a gestão dos mercados diário e intradiários e desempenhando a função regulada do acoplamento do nosso mer-cado com o resto da Europa. É gerido pela empresa OMEL do lado Espanhol e pela OMIP do lado Português.

O OMI-Polo Español, S.A. (OMIE), assume a gestão do sistema de ofertas de compra e venda de energia eléctrica nos mercados diário e intradiário.

O OMIP, por seu turno, é a bolsa de derivados do MIBEL (futuros, swaps, entre outros) [11], assegurando a gestão do mercado conjuntamente com a OMIClear, sociedade constituída e detida totalmente pelo OMIP, a qual assegura as funções de câmara de compensação e contraparte central das operações realizadas no mercado [12].

As funções desempenhadas pelo Operador do Mercado Ibérico categorizam-se da seguinte forma, sendo para categoria apresentado um exemplo relevante de operação desempenhada:

• Sobre o funcionamento dos mercados:

– Realização da cassação das ofertas de venda e de aquisição partindo da oferta mais barata até igualar a procura em cada período de programação;

• Sobre as regras do mercado e o contrato de adesão:

– Exigência aos agentes do mercado de certificar o cumprimento das condições regula-mentares para a sua atuação;

(33)

2.4 Mercado Ibérico de Eletricidade - MIBEL 13

• Sobre a informação aos agentes do mercado:

– Comunicação aos agentes do mercado do preço marginal da energia elétrica, no mer-cado diário e nas sessões do mermer-cado intradiário;

• Sobre a informação a terceiros:

– Publicação das curvas agregadas de oferta e procura dos mercados diário e intradiário; • Sobre os princípios de independência, transparência e objetividade:

– Elaboração do código de conduta do operador do mercado [13].

2.4.3 Market Splitting

O output do mercado diário é o preço de energia e despacho económico para cada período do dia seguinte. No entanto, este despacho não tem em consideração os limites técnicos do sistema, nomeadamente a capacidade das linhas de transmissão.

Desta forma, e visto que o MIBEL é um esforço conjunto entre Portugal e Espanha, torna-se necessária a verificação da capacidade de interligação entre os paítorna-ses. Caso os Operadores de Sistema dos dois países verifiquem que o despacho decorrente do mercado origina congestio-namentos nas interligações, procede-se à separação dos mercados, originando preços de energia distintos para Portugal e Espanha para o período em questão. Em 2007 e 2008 os preços eram habitualmente mais elevados em Portugal, mas atualmente impera o equilíbrio. Adicionalmente, em 2007 e 2008, em 90% dos casos das horas era utilizado o Market Splitting. Nos anos mais recentes em 90% das horas o preço é igual nos dois países, isto é, não é necessário recorrer ao Market Splitting.

Esta separação do mercado correspondente ao mecanismo de Market Splitting e a sequência operacional respetiva encontra-se esquematizada na Figura2.8.

(34)

Figura 2.8: Ilustração do mecanismo de Market Splitting [4].

Desta forma compreende-se que a não ocorrência de congestionamentos assume grande re-levo na obtenção de um mercado Ibérico ao invés de dois mercados separados, o Português e o Espanhol. Devido a tal relação têm-se realizado investimentos de modo a reforçar as interligações entre os dois países. Só assim é que se consegue reduzir o número de horas anuais em que ocorre Market Splitting. A este respeito, é importante referir que em 2007 e 2008 o mecanismo de Market Splitting foi utilizado em cerca de 90% das horas desses anos. Em contrapartida, nos anos mais recentes, o preço é igual nos dois países em cerca de 90% das horas desses anos, isto é, apenas em 10% das horas desses anos se recorreu ao Market Splitting. Para além do reforço das interligações, o aumento da capacidade de produção ligada a redes de distribuição, reduzindo as solicitações às redes de transporte, contribuiu igualmente para esta alteração.

(35)

2.5 Estrutura tarifária em vigor em Portugal 15

2.5 Estrutura tarifária em vigor em Portugal

2.5.1 Tarifas no mercado liberalizado e regulado

A estrutura tarifária é definida pela ERSE, sendo disponibilizada para consulta pública. Esta secção possui informação retirada de um desses documentos disponibilizados, "Estrutura tarifária do setor elétrico em 2020"[5].

A regulamentação em vigor define as tarifas para cada uma das atividades reguladas. De acordo com o Regulamento Tarifário [14], as atividades reguladas são as seguintes:

• Gestão global do sistema; • Transporte de energia elétrica; • Distribuição de energia elétrica;

• Operação Logística de Mudança de Comercializador; • Compra e venda de energia elétrica;

• Comercialização de energia elétrica.

O sistema tarifário é de caráter aditivo, na medida em que, quer as Tarifas de Acesso às Redes, quer as Tarifas de Venda a Clientes Finais, são obtidas pela soma das tarifas correspondentes a cada uma das suas atividades, visto que a cada atividade regulada está associada uma tarifa. Deste modo, garante-se a transparência, o tratamento não discriminatório, a justiça do sistema tarifário e evita-se a ocorrência de subsidiação cruzada.

De uma forma mais geral, o preço a pagar pelo fornecimento de energia por parte do con-sumidor pode ser fragmentado em três parcelas: Redes, Energia e Impostos. O valor referente à componente das Redes representa o montante referente à utilização de infraestruturas de transporte e de distribuição de energia elétrica desde a produção até ao ponto de entrega. O valor da Ener-gia, por seu turno, está relacionado com o custo da energia propriamente dita. Por fim, a parcela Impostosdesigna os valores tributados pelo Governo.

Os consumidores do mercado liberalizado pagam tarifas reguladas somente pela parcela de utilização das redes, nomeadamente:

• Tarifa de Uso Global do Sistema; • Tarifa de Uso da Rede de Transporte; • Tarifa de Uso da Rede de Distribuição

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A soma das quatro tarifas acima enumeradas designa-se por Tarifa de Acesso às Redes. No que à parcela da Energia diz respeito, esta é negociada de forma livre com o comercializador do mercado liberalizado, enquanto que a parcela dos Impostos é estabelecida pelo Estado Português. A Figura2.9 oferece uma perspetiva gráfica da estrutura de formação do preço de energia elétrica para um consumidor do mercado livre, ficando bem patente o caráter aditivo das diversas tarifas.

Figura 2.9: Estrutura do preço de fornecimento de eletricidade no mercado liberalizado [5].

No caso de um consumidor do mercado regulado, este paga tarifas reguladas quer pela parcela referente ao uso das redes quer pela parcela de energia. Para além de pagar as mesmas tarifas pela utilização das redes que um consumidor do mercado liberalizado, também está sujeito ao pagamento das Tarifas de Energia e de Comercialização, referentes à parcela da Energia. A soma das tarifas reguladas para as parcelas de Redes e Energia dá pelo nome de Tarifa de Venda a Clientes Finais.

A Figura2.10oferece uma perspetiva gráfica da estrutura de formação do preço de energia elé-trica para um consumidor do mercado regulado, ficando bem patente o caráter aditivo das diversas tarifas.

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2.5 Estrutura tarifária em vigor em Portugal 17

2.5.2 Tarifa de Uso Global do Sistema

Para efeitos desta dissertação, que gravita à volta do conceito da Produção em Regime Especial (PRE) e da sua postura em ambiente de mercado, faz sentido abordar a Tarifa de Uso Global do Sistema de forma mais detalhada, visto que é ela quem internaliza os sobrecustos decorrentes deste tipo de produção de energia. Com efeito, a PRE possui preços garantidos e apresenta-se a preço nulo no mercado, com toda a energia que se estima que possa vir a ser produzida em cada período horário do próximo dia.

Esta tarifa está indexada à remuneração decorrente da atividade de gestão do sistema, bem como custos de interesse económico geral. É aplicada pelo Operador da Rede de Transporte, ORT, ao Operador da Rede de Distribuição, ORD, em MT e AT e pelo Operador da Rede de Distribuição aos clientes nos mercados regulado e liberalizado.

A Tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo Operador da Rede de Transporte ao Ope-rador da Rede de Distribuição em MT e AT ramifica-se em duas parcelas (UGS I e UGS II). A Parcela I reflete os custos com a gestão do sistema. A Parcela II, por seu turno, pretende recuperar custos decorrentes da implementação de medidas de política energética, ambiental e de interesse económico geral.

A Tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelos Operadores da Rede de Distribuição às entregas a clientes finais também se desdobra em duas componentes: a Parcela I é em tudo seme-lhante à Parcela I acima referida, refletindo custos decorrentes da gestão do sistema. A Parcela II reflete custos de interesse económico geral (CIEG), nomeadamente [5] :

• Sobrecustos com a produção em regime especial com preços garantidos (PRE); • Sobrecustos com as centrais detentoras de Contratos de Aquisição de Energia (CAE); • Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC);

• Encargos com a garantia de potência;

• Sobrecustos com a convergência tarifária das Regiões Autónomas (RA);

(38)

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Capítulo 3

Produção em Regime Especial

3.1 Introdução da PRE no sistema elétrico

Em 1988 foram lançadas as bases para a definição do conceito de Produção em Regime Espe-cial, de acordo com o Decreto-Lei n.o189/88 de 27 de Maio. Este estabelecia "normas relativas à actividade de produção de energia eléctrica por pessoas singulares ou por pessoas colectivas de di-reito público ou privado"[15] e decretava nas alíneas a) e b) do número 1 do artigo 1oque este tipo de produção não podia ultrapassar uma potência aparente instalada de 10000 kVA, assim como a utilização de recursos renováveis, combustíveis nacionais ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, bem como instalações de cogeração, estas últimas sem limite de potência.

Em 2001, o Decreto-Lei n.o339-C/2001 estabeleceu "uma remuneração diferenciada por tec-nologia e regime de exploração e atribuindo destaque apropriado às tectec-nologias que, embora emer-gentes, como é o caso da energia das ondas e da energia solar fotovoltaica, evidenciam um elevado potencial a médio prazo, visando proporcionar-lhes condições indispensáveis para a concretização de projectos exemplares"[16]. A implementação deste Decreto-Lei visava um melhor aprovei-tamento dos recursos endógenos nacionais, nomeadamente a redução da dependência energética externa e das emissões poluentes, mostrando preocupação para com as alterações climáticas.

Em 2006, no Artigo 18odo Decreto-Lei n.o29/2006, definiu-se produção de electricidade em regime especial como sendo "a actividade licenciada ao abrigo de regimes jurídicos especiais, no âmbito da adopção de políticas destinadas a incentivar a produção de electricidade, nomeadamente através da utilização de recursos endógenos renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e electricidade"[17].

De acordo com a Figura3.1, é possível verificar que as energias que utilizam combustíveis fósseis ou biomassa pecam nos índices de cariz ambiental, mais especificamente nas emissões de gases poluentes. Este aspeto explica a subsidiação como forma de incentivo à produção de energia utilizando recursos endógenos ou renováveis e a processos com grande eficiência, como é o caso da cogeração, de modo a reduzir as importações de energia primária (nomeadamente petróleo, gás natural e carvão) e, por conseguinte, diminuir a dependência internacional.

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20 Produção em Regime Especial

Em termos de mercado, do ponto de vista dos produtores, corresponde a um investimento de baixo risco pois, como estas tecnologias têm prioridade no despacho, o produtor acaba por ter sempre garantido o escoamento da totalidade da sua produção. Esta prioridade é assegurada com a entrada da PRE no mercado a custo zero na curva das ofertas de venda.

Figura 3.1: Comparação entre fontes de energia [6].

As tecnologias integradas na Produção em Regime Especial são as seguintes [18]: • Hídrica (limitados a 10 MVA de potência instalada);

• Térmica; – Biogás; – Biomassa; – Cogeração;

– Resíduos Sólidos Urbanos (RSU); • Eólica;

• Fotovoltaica; • Marés; • Ondas.

Estas duas últimas tecnologias apresentam, até ao momento, implementação residual em Portugal, pelo que não foram tidas em consideração nesta dissertação.

Importa reforçar a distinção entre PRE e PRO, por um lado, e produção de energia elétrica utilizando fontes renováveis e não renováveis, por outro. A PRE, embora englobe fontes de energia renovável, também inclui energia de origem térmica, como é o caso da cogeração. Por seu turno, nem toda a PRO é não renovável, visto que inclui aproveitamentos hídricos com potência instalada superior a 10 MVA. A diferença entre PRE e PRO prende-se com a forma de remuneração e tratamento no mercado e não com o facto da energia primária ser ou não de fonte renovável.

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3.2 PRE em Portugal 21

3.2 PRE em Portugal

3.2.1 Evolução temporal

A Produção em Regime Especial, como resultado de incentivos por via tarifária, tem-se reve-lado um investimento seguro nos últimos anos, o que justifica o seu aumento ao longo dos anos.

O investimento nestas tecnologias de produção justifica-se pela menor pegada ambiental des-tas comparativamente à PRO, assim como pela diminuição da dependência externa em termos do aprovisionamento de energia primária, reduzindo a dependência de combustíveis fósseis. Adicio-nalmente, corresponde a um investimento de baixo risco pois tem prioridade no despacho, pelo que o produtor acaba por ter sempre garantido o escoamento da totalidade da sua produção. Esta prio-ridade é assegurada com a entrada da PRE no mercado a custo zero na curva das ofertas de venda. Fruto destas condições, na Figura3.2 é observável o crescente peso da PRE no mix energético, tomando como período de análise os anos compreendidos entre 2000 e 2013.

Figura 3.2: Contribuição anual da PRE para a satisfação do consumo [4].

Verifica-se assim a crescente evolução da PRE desde o ano 2000. Neste mesmo ano, a PRE representava somente 6,5% do mix energético correspondendo à produção de 2,5 TWh. Por ou-tro lado, em 2013, a PRE apresentou uma contribuição de 44,5% para a satisfação do consumo, correspondente a um aumento de 38% e à produção de 21,9 TWh nesse ano.

Numa perspetiva económica e de mercado, importa também observar a evolução dos preços médios pagos à PRE e comparar com os preços verificados no Mercado Ibérico de Eletricidade, MIBEL, como se pode analisar na Figura3.3. Daqui se retira que em 2013 o preço médio pago à PRE foi de 105,3e /MWh enquanto que o preço médio de mercado foi de 49 e /MWh.

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Figura 3.3: Preço médio anual da PRE (e /MWh) e preço de referência de mercado (e /MWh) [4]. A Figura 3.4 permite verificar que a produção fotovoltaica apresenta o maior preço médio, situando-se nos 334e /MWh no ano de 2013. Por seu turno, a produção eólica, aquela que tem maior peso na PRE portuguesa, tem o seu preço a situado nos 93,8e /MWh.

Os preços pagos à PRE publicados pelo Governo assentam numa perspetiva de custos evitados, procurando quantificar os custos evitados em termos de:

• Potência (investimento em novas instalações); • Energia (custos de combustível);

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Figura 3.4: Preço médio por tecnologia (e /MWh) [4].

3.2.2 Paradigma em 2018

Tendo presente que os dados da PRE nos quais esta dissertação assenta dizem respeito ao ano de 2018, urge pois apresentar o paradigma da Produção em Regime Especial para esse ano, considerando dados retirados de um relatório da ERSE [7]. A Figura3.5fornece uma perspetiva do peso da PRE no mix energético, para um intervalo que se estende desde agosto de 2008 até agosto de 2018, cobrindo por isso grande parte do ano de 2018.

Observa-se pois que o peso da produção em regime especial no mix energético em Portugal tem vindo a aumentar de forma consistente, enquanto se constata a maior variabilidade da produção com origem nas centrais hídricas, refletindo as condições hidrológicas.

Durante os primeiros oito meses de 2016 e grande parte dos anos de 2017 e de 2018 (até agosto), verifica-se que as condições climatéricas foram de tal modo favoráveis à produção hídrica e à produção em regime especial, nomeadamente produção eólica, que originaram exportação líquida em termos mensais (saldo importador negativo).

Novamente, adotando uma perspetiva económica e de mercado, importa apresentar a evolução dos preços médios mensais pagos às tecnologias classificadas como PRE e comparar com os pre-ços médios mensais decorrentes do mercado, como se pode ver na Figura3.6. Daqui se retira que, para 2018, os preços médios mensais de mercado oscilam entre os 40e /MWh e os 75e /MWh, ao passo que os preços médios pagos à PRE se situam em torno de 150e /MWh.

De referir que estes são preços médios aritméticos, o que resulta num valor superior aos re-feridos na Secção 3.2, valores pesados pela energia produzida, reduzindo o peso dos preços da

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Figura 3.5: Contribuição da PRE para a satisfação do consumo (2018) [7].

produção fotovoltaica.

Figura 3.6: Comparação entre os valores médios mensais dos preços pagos à PRE (e /MWh) e do preço de mercado para 2018 (e /MWh) (valores médios aritméticos).

(45)

A Figura3.7permite aferir que a produção fotovoltaica apresenta, por larga margem, o preço médio mais elevado, situando-se na faixa dos 300 a 310e /MWh. Por seu turno, a produção eólica, embora seja aquela que tem maior peso na PRE portuguesa, apresenta os preços mais baixos, na faixa dos 90 a 95 e /MWh. As restantes tecnologias (hídrica e térmica) apresentam valores semelhantes ao longo dos meses, com a produção hídrica a oscilar entre os 92 e os 100e /MWh, ao passo que a produção térmica apresenta preços que oscilam entre os 96 e os 100e /MWh.

Figura 3.7: Preço médio mensal pago à PRE, por tecnologia.

De modo a fornecer uma perspetiva mais global dos preços pagos à PRE é apresentada a Figura

3.8como complemento à Figura3.7. Verifica-se novamente a grande diferença entre o preço pago à produção fotovoltaica e às demais tecnologias, a proximidade entre os preços pagos às produções hídrica e térmica e, por fim, o preço pago à produção eólica como o mais baixo, pese embora esta tecnologia ser aquela que apresenta maior peso na PRE portuguesa.

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Os preços médios indicados nos parágrafos anteriores e na Figura3.6correspondem a valores médios aritméticos. Por sua vez, os preços médios pesados pelos níveis de produção de cada tecnologia são próximos dos preços médios pagos à eólica dado que a produção fotovoltaica é comparativamente mais reduzida.

3.3 Estudos prévios realizados

A dissertação intitulada "Estimativa da Valia Económica da PRE no ano de 2017"[1] avaliou, tal como esta dissertação o faz agora em relação ao ano de 2018, o impacto da Produção em Re-gime Especial no Custo de Produção de Energia Elétrica. A nível de implementação, a dissertação acima referida faz uso de um algoritmo de interseção das curvas agregadas das ofertas de compra e venda apresentadas ao MIBEL fazendo um varrimento bloco a bloco, ao passo que esta dissertação apresenta uma forma de interseção das curvas das ofertas de compra e venda mais simplificada, de modo a reduzir o peso computacional, sem prejudicar a qualidade dos resultados obtidos. A metodologia que foi implementada no âmbito desta dissertação é apresentada de forma detalhada no Capítulo4.

3.3.1 Algoritmo de Interseção das Curvas de Mercado

O algoritmo proposto na dissertação [1] assenta no facto da curvas agregadas das ofertas de compra e venda serem compostas por um conjunto de segmentos horizontais e verticais. Devido à natureza das curvas, a interseção ocorrerá sempre entre uma linha horizontal e outra vertical, sendo cada um destes segmentos definidos por dois pontos. Assim, denominou-se de Interseção Vertical como a situação em que a interseção ocorre com um segmento vertical da curva agregada das compras e de Interseção Horizontal como a situação em que a interseção ocorre envolvendo um segmento horizontal da curva agregada das compras. Estas duas situações são analisadas em seguida.

3.3.1.1 Interseção Vertical

Uma Interseção Vertical é definida por dois segmentos, um segmento de compra AB e um segmento de venda CD, conforme se ilustra na Figura 3.9. Os pontos são definidos por uma abcissa x e uma ordenada y, sendo assim o ponto A definido por A = (XA,YA).

(47)

3.3 Estudos prévios realizados 27

Figura 3.9: Ilustração de Interseção Vertical.

A interseção é então identificada mediante o cumprimento das seguintes condições: • XC≤ XA; • XC≤ XB; • XD≥ XA; • XD≥ XB; • YA≥ YC; • YA≥ YD; • YB≤ YC; • YB≤ YD.

Se todas estas condições forem verificadas então os segmentos intersetam-se e o ponto de interse-ção é dado por3.1.

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3.3.1.2 Interseção Horizontal

No caso da interseção ser do tipo horizontal (interseção envolvendo um segmento horizontal da curva agregada das compras e um segmento vertical da curva agregada das vendas), a abordagem é semelhante, diferindo na posição dos pontos, conforme se ilustra na Figura3.10.

Figura 3.10: Ilustração de Interseção Horizontal.

A interseção é então identificada mediante o cumprimento da seguintes condições: • XA≤ XD; • XA≤ XC; • XB≥ XD; • XB≥ XC; • YD≥ YA; • YD≥ YB; • YC≤ YA; • YC≤ YB;

Se todas estas condições forem verificadas então os segmentos intersetam-se e o ponto de interseção é dado por3.2.

(49)

3.3 Estudos prévios realizados 29

3.3.2 Resultados reportados em [1]

Utilizando este algoritmo foi obtido o preço de mercado em cada hora de 2017 eliminando das curvas de venda do MIBEL a totalidade da produção associada à PRE ou a produção associada a algumas das tecnologias nela incluídas. Em cada hora, o novo preço de mercado foi então uti-lizado para estimar o custo de produção na ausência de PRE ou de alguma das suas tecnologias. Foram obtidos resultados mensais e anuais referentes ao Custo de Produção, sendo então calcu-lada a sua variação relativamente ao caso inicial, com PRE incorporada. Uma variação positiva significa que a retirada da PRE se traduz num aumento do custo de produção, ao passo que uma variação negativa resulta numa redução do custo de produção. Os resultados médios mensais são apresentados na Tabela3.1, sendo que estes valores dão origem à Figura3.11.

Custo de Produção Mês Variação Janeiro 1,26% Fevereiro 1,15% Março -7,38% Abril -7,76% Maio -5,11% Junho -4,05% Julho -3,43% Agosto -4,67% Setembro -4,67% Outubro -1,69% Novembro -0,94% Dezembro -0,38%

Tabela 3.1: Variação do custo de produção médio mensal (2017).

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Na maior parte dos meses de 2017, à excepção de janeiro e fevereiro, a retirada da PRE fez reduzir o custo mensal de produção com reduções que oscilam entre os 7,76% em abril a 0,38% em dezembro.

Estas reduções são tão mais acentuadas quanto mais elevada for a produção da PRE em geral e em particular da eólica, nomeadamente nos meses de março, abril e maio que são usualmente muito ventosos.

No Verão a produção fotovoltaica é mais elevada. No entanto, apesar das suas tarifas feed-in serem bem mais elevadas que as tarifas pagas às restantes tecnologias, a sua capacidade instalada é ainda reduzida pelo que a eliminação da produção fotovoltaica nos meses de verão tem pouco impacto no custo de produção.

Nos meses de janeiro e fevereiro o consumo é mais elevado pelo que o preço de mercado é normalmente mais elevado. Assim, a eliminação da produção da PRE faz aumentar ainda mais o custo total da produção originando as variações positivas indicadas na Figura3.11.

Quanto aos resultados médios anuais, estes encontram-se na Tabela3.2, discriminados para a retirada da totalidade da PRE e retirada por tecnologia.

Custo de Produção (2017) Tecnlologia Variação Total PRE -2,80% Hídrica 0,04% Térmica -0,69% Eólica -1,25% Fotovoltaica -1,27%

Tabela 3.2: Variação do custo de produção médio anual (2017).

A extração da PRE Térmica, tecnologia pautada pela regularidade da sua produção, traduziu-se numa variação de -0,69% do custo total de produção.

A eliminação da PRE hídrica tem muito pouco impacto no custo total de produção, traduzindo-se num aumento marginal de 0,04% do custo de produção.

A produção eólica tem um valor mais significativo pelo que a sua eliminação tem um impacto mais importante no custo de produção, atendendo ainda que o preço a que é paga é de cerca de 100e /MWh como se verificou anteriormente. Nestas condições, a sua eliminação faz subir o preço de mercado ainda que este se fique abaixo da tarifa paga à PRE eólica. Assim, a eliminação da PRE eólica faz reduzir o custo total de produção em 1,25%.

A produção fotovoltaica possui um valor elevado de preço de energia, pelo que a sua extração do mercado, apesar de não haver muita produção, se traduz num decréscimo do custo médio de energia.

A nível global e considerando o ano de 2017, o trabalho apresentado em [1] permitiu estimar que a eliminação da totalidade da PRE localizada em Portugal Continental permitiria reduzir o custo de produção em 2,80%, com contribuições mais significativas da PRE Térmica, Eólica e Fotovoltaica.

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Capítulo 4

Metodologia Implementada

4.1 Caracterização geral, leitura de ficheiros e extração de dados

De modo a agilizar a extração, leitura e tratamento de dados em grande volume, como são os necessários para a realização desta dissertação, foram desenvolvidos dois programas em MatLab, sendo que este Capítulo serve para os apresentar de forma detalhada, percorrendo todo o caminho desde a leitura de ficheiros e extração dos dados até ao cálculo dos custos de produção para os vários casos: com PRE incorporada e sem PRE, com retirada sequencial ou total das tecnologias neste último caso.

De forma simplificada, numa primeira fase são extraídas do site do OMIE [19] as ofertas de compra e venda casadas, inicialmente apresentadas sob a forma de blocos, sendo que numa segunda fase estes blocos são transformados em pontos de modo a construir as curvas agregadas das ofertas de compra e venda casadas. Posteriormente, são obtidos os preços de mercado para as situações com PRE portuguesa incorporada e sem PRE portuguesa, sendo que esta última requer a extração da mesma, por tecnologia ou total. Obtidos os novos preços de mercado para as situações referidas, são então calculados os custos de produção para os diferentes cenários.

Os dois programas diferem somente nos algoritmos de interseção das curvas agregadas de compra e venda, sendo que estas diferenças são detalhadas na Secções4.2e4.3.

Obtidos os preços de mercado e os custos de produção para os diferentes cenários, estes foram analisados no Excel, fornecendo resultados horários, mensais e anuais, que serão detalhados no Capítulo5, no que se refere ao ano de 2018.

Os dados a analisar foram extraídos do site do OMIE [19], mais concretamente da secção "Re-sultados de mercado - Mercado diário". Apresentam o formato indicado na Figura4.1, incluindo informação referente aos blocos de compra e venda ofertados e casados. Há no total 8760 ficheiros deste tipo, um para cada hora do ano.

Em cada ficheiro é apresentada, numa primeira instância, a data, hora e o país a que este se refere. O país é representado por "MI", no caso do mercado ser comum aos dois países, ou então por "PT"ou "ES", referente ao país do qual os dados foram retirados, na ocorrência de Market

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32 Metodologia Implementada

Splitting. No caso da Figura4.1, para o dia e hora em questão ocorreu a separação dos mer-cados, ilustrado pela coluna País integralmente preenchida com a notação referente ao mercado português. É importante referir que todos os ficheiros analisados nesta dissertação são do tipo "PT"ou "MI", visto que o objetivo da dissertação é avaliar o impacto da PRE portuguesa no custo de produção de energia elétrica para o ano de 2018.

Figura 4.1: Tabela referente ao mercado da hora 1 do dia 1 de Janeiro de 2018.

De seguida, esta tabela inclui informação sobre os dados referentes ao tipo de oferta e se a oferta foi casada ou não, como se pode observar nas colunas Tipo oferta e Ofertada (O)/Casada (C), respetivamente. O tipo de oferta dita se esta é de compra (C) ou de venda (V), permitindo desta forma distinguir os comercializadores/consumidores em relação aos produtores, respetivamente. A coluna Ofertada (O)/Casada (C), por seu turno, permite especificar se uma dada oferta foi casada (C) pelo Operador de Mercado. Se tal não tiver ocorrido, apresenta-se como ofertada (O). Entende-se oferta casada como uma oferta de produção ou consumo que esteja incluída no resultado final do mercado para uma dada hora analisada.

As duas colunas restantes correspondem à energia e preço, compondo a oferta propriamente dita. Os valores da energia encontram-se em MWh e os dos preços eme /MWh.

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4.1 Caracterização geral, leitura de ficheiros e extração de dados 33

Como se trata de um grande volume de dados, a solução para que os ficheiros fossem tratados na devida ordem (percorrendo todas as horas de um dia, todos os dias do ano) passou pela utili-zação de um ficheiro do tipo .txt, que se encontra ilustrado na Figura4.2. Tal solução reside na leitura do ficheiro .txt e posterior criação de um vetor na aplicação Matlab, de modo a que este possa posteriormente ser utilizado para importar um dado ficheiro Excel e assim iniciar o ciclo de leitura, extração e tratamento de dados do mesmo.

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34 Metodologia Implementada

4.2 Situação 1 - Com Inclusão da PRE

4.2.1 Descrição Geral

Obtida a informação relativa aos blocos de energia e preços ofertados é necessário construir as curvas agregadas de compra e venda relativas às ofertas casadas, ofertas de produção ou consumo que estejam incluídas no resultado final do mercado para uma dada hora analisada. Os blocos estão previamente organizados por ordem crescente de preço, no caso das ofertas de venda, e por ordem decrescente de preço, no caso das ofertas de compra.

A construção das curvas agregadas de compra e venda assenta numa transformação dos blocos acima referidos em pontos, começando pela soma da energia associada às propostas que compõem cada bloco. Com os blocos empilhados, o passo seguinte consiste em definir os pontos propria-mente ditos, sendo que cada bloco é definido por dois pontos, que representam o início e o fim do mesmo, o que permite construir os segmentos de reta de mudança de bloco e construir as curvas agregadas de compra e venda de forma análoga às apresentadas no site do OMIE [19], conforme se ilustra na Figura4.3. A quantidade e o preço resultantes do mercado, para esta situação, corres-pondem ao último ponto das curvas agregadas das ofertas casadas de compra ou venda. Obtidos os resultados do mercado, procedeu-se posteriormente ao cálculo dos custos de produção. O flu-xograma presente na Figura 4.4 apresenta a sequência operacional implementada para o estudo detalhado desta situação.

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4.2 Situação 1 - Com Inclusão da PRE 35

Figura 4.4: Fluxograma representativo da sequência operacional-situação com inclusão de PRE.

4.2.2 Preços pagos à PRE

Não tendo sido possível obter em tempo útil os valores referentes aos preços médios mensais pagos à PRE, por tecnologia, para o ano de 2018, a estratégia passou por atualizar os preços médios mensais pagos à PRE em 2017, por tecnologia, multiplicando estes valores pelo quociente entre os valores médios anuais pagos à PRE em 2018, por tecnologia, e os valores médios anuais pagos à PRE em 2017, por tecnologia.

Os valores referentes aos preços médios mensais e anuais pagos à PRE, por tecnologia, em 2017, os preços médios anuais pagos à PRE em 2018 são apresentados nas Tabelas4.1e4.2. Com base nestes valores, foram então obtidos os valores médios mensais pagos em 2018 à PRE por tecnologia que se apresentam na Tabela4.3.