optimização da exploração de centrais hídricas em ambiente de mercado considerando o impacto nos preços

F

E

U

P

Otimização da exploração de centrais

hídricas em ambiente de mercado

considerando o impacto nos preços

Carlos António Pereira de Castro Andresen Guerreiro

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

Co-orientador: Eng. José Carlos Sousa

Resumo

Nos últimos anos assistiu-se a uma restruturação do setor elétrico, nomeadamente com a in-trodução do mercado de eletricidade em Portugal. Esta restruturação transformou as empresas verticalmente integradas em estruturas abertas a diversos intervenientes, apresentando nas extre-midades da cadeia de valor mercados concorrenciais. Estas alterações provocaram alterações sig-nificativas no que concerne às estratégias de operação das diversas empresas. Estas alterações fazem com que as decisões a tomar pelas empresas sejam muito mais complexas, sendo necessá-rio recorrer a ferramentas computacionais de forma mais intensa.

No caso concreto de Portugal, tendo em conta a dependência energética do país e o seu poten-cial hídrico parte dele ainda não explorado, as centrais hídricas assumem um papel preponderante pelo que é pertinente realizar estudos que possam auxiliar na tomada das decisões de operação de forma a maximizar o lucro inerente à exploração deste tipo de centrais.

Contudo, a otimização da exploração de centrais hídricas corresponde a um problema bastante complexo devido às suas características, como por exemplo a relação não linear entre a potência, o caudal e a altura da queda e a interligação hidráulica entre centrais, ou seja, diversos aprovei-tamentos hidroelétricos localizados no mesmo curso de água. Além disso, é necessário também considerar a necessidade de realizar a previsão das afluências naturais e do preço de mercado, as restrições de balanço de água e a possibilidade dos grupos produtores serem reversíveis. Este problema de otimização pode ser resolvido de diversas formas, como por exemplo os Algoritmos Genéticos, tal como foi utilizado neste trabalho.

No entanto, os modelos desenvolvidos anteriormente consideram estes aproveitamentos como price takers, ou seja, consideram que as propostas apresentadas por estes são incapazes de alte-rar de forma significativa o preço de mercado. A grande alteração introduzida nesta dissertação foi a implementação de uma metodologia que considera o impacto destas centrais nos preços de mercado de forma a tornar os modelos e as soluções obtidas mais próximos da realidade. O algoritmo adotado tem natureza iterativa de tal modo que, considerando um conjunto inicial de preços de mercado, são obtidas as ordens de exploração para o período em estudo. As decisões de produção/bombagem associadas a estas ordens de exploração são em seguida incluídas nas cur-vas agregadas de ofertas de compra e de venda para cada hora do período em estudo de modo a recalcular os preços de mercado e definindo-se assim um processo iterativo.

Através dos resultados obtidos foi possível comprovar que as centrais hídricas influenciam de forma considerável o preço de mercado e, consequentemente, os lucros resultantes da sua operação.

Abstract

In the recent past, the electric sector has been restructured, namely after the introduction of electricity markets. This restructuring transformed the vertically integrated companies into new structures opened to various stakeholders with competitive markets in the extreme sides of the electricity value chain. These changes led to significant modifications regarding the operational strategies of the companies, turning the decisions that they need to take much more complex and becoming more necessary the use of computer tools.

In the case of Portugal, considering the country’s energy dependence and its hydro potential, part of it still unused, the hydroelectric power plants assume a leading role, which is the reason why it is important to develop tools that can help operators in making decisions to maximize the profit inherent to the operation of such plants.

However, the optimization of the operation planning of hydroelectric plants corresponds to a complex problem due to its characteristics, such as the nonlinear relation between the power, the waterfall and the water volume or the hydraulic interconnection between plants located in the same stream. Besides that, it is also necessary to consider the prediction of the natural flows and of the market prices, the constraints imposed to the water level and the possibility of pumping. This optimization problem can be solved in a number of ways, being one of them and the one adopted in this dissertation Genetic Algorithms.

The models developed previously to this work consider these plants as price takers, in other words, they admit that the power they provide is not enough to change the market prices in a significant way. Accordingly, in this dissertation it was implemented a methodology that considers the impact of hydro stations in the electricity market prices, turning the models and the solutions closer to reality. In brief, the developed algorithm considers an initial set of market prices to determine the optimized schedule of the hydro stations under study and then incorporated the generation/demand values in the aggregated selling/buying market curves in order to update the market price in each hour of the period being studied. This defines an iterative procedure that ends when the market prices do not change more than a threshold from one iteration to the next one.

The results that were obtained confirmed the considerable influence of hydro stations in the market prices and, consequently, on the profits arising from the operation of these stations.

Agradecimentos

Em primeiro lugar, devo agradecer aos meus pais todos os esforços e sacríficos que fizeram ao longo dos anos, de forma a proporcionar todas as ferramentas e condições necessárias de estabi-lidade e confiança, para que encontrasse o meu papel no mundo e assim, seguisse o meu próprio caminho. Espero honrar as vossas expectativas e continuar a ser motivo de orgulho para vós.

À Inês, por toda a paciência que demonstrou ter nas alturas mais complicadas, e pelo apoio incondicional com que é capaz de me presentear todos os dias. É realmente um prazer e um privilégio poder partilhar tudo isto contigo.

Aos meus amigos de infância, em particular o Pedro Lourenço e o José Beira, pela amizade com que sempre me trataram. Todos merecem o meu apreço já que funcionaram como força motriz na minha vida, ao motivar-me e encorajar a continuar, mesmo nos momentos em que as dúvidas se tornavam mais acentuadas.

Aos meus colegas de curso Tiago Rodrigues, Jorge Carvalho, João Sousa, David Carvalho e Afonso Teixeira pelo companheirismo demonstrado e pelo espírito de entreajuda e sacrificio que pautaram estes últimos anos.

Ao meu orientador, Professor João Paulo Tomé Saraiva pela paciência, pelos conselhos e pelo rigor com que encarou este trabalho ao longo de toda a sua realização. Sem dúvida que a sua ajuda desempenhou um papel preponderante na qualidade do trabalho.

Há também que agradecer à EDP – Gestão da Produção de Energia pela oportunidade de realizar este trabalho e em especial aos Engenheiros José Carlos Sousa e Virgílio Mendes pela co-operação, disponibilidade e prontidão na resposta às questões que necessitei de colocar. Espero ter realizado um trabalho com o nível esperado e que, de alguma forma, tenha conseguido contribuir de forma positiva para a empresa.

Em último lugar, mas não menos importante, tenho de agradecer ao meu avô paterno. A escolha da engenharia deve-se a ti, pelo que não podia deixar de prestar-te homenagem agora que o objectivo está concretizado.

Resta-me ainda pedir desculpa a todos aqueles que, ingratamente, possa não ter referido.

Carlos António Pereira de Castro Andresen Guerreiro

“It always seems impossible until it’s done.”

Nelson Mandela

Conteúdo

1 Introdução 1

1.1 Motivação . . . 1

1.2 Objetivos . . . 2

1.3 Estrutura da Dissertação . . . 2

2 Enquadramento e Estado da Arte 5 2.1 Introdução . . . 5

2.2 Passado do Setor Elétrico . . . 6

2.2.1 As razões para a mudança . . . 7

2.3 Estrutura Atual do Setor . . . 8

2.3.1 Atividade de Regulação . . . 11

2.3.2 Cadeia de valor do setor elétrico . . . 11

2.4 Diretivas Europeias . . . 13

3 Mercado Ibérico de Eletricidade 15 3.1 Aspetos Gerais . . . 15

3.2 Modelo de Mercado . . . 18

3.2.1 Pool Simétrico . . . 19

3.2.2 Contratos Bilaterais . . . 22

3.3 Estrutura e Organização do MIBEL . . . 23

3.3.1 Pólo Espanhol - OMIE . . . 24

3.3.2 Pólo Português - OMIP/OMIClear . . . 26

3.4 Gestão de Interligações . . . 28

3.4.1 Market Splitting . . . 28

3.5 Resultados Ilustrativos . . . 29

4 Gestão de Aproveitamentos Hidroelétricos em ambiente de mercado 31 4.1 Energia Hidroelétrica . . . 31

4.1.1 Situação em Portugal . . . 32

4.2 Classificação de Centrais Hidroelétricas . . . 35

4.2.1 Constituição Geral de uma Central Hidroelétrica . . . 36

4.3 Exploração de Aproveitamentos Hidroelétricos . . . 37

4.4 Algoritmos Genéticos . . . 38

4.4.1 Questões Gerais . . . 38

4.4.2 Implementação do Algoritmo Genético . . . 39

4.5 Problema de Otimização da Exploração com Preços Fixos . . . 41

4.5.1 Potência Gerada por um Aproveitamento Hidroelétrico . . . 43

4.5.2 Variáveis . . . 45 ix

4.5.3 Restrições . . . 46

4.5.4 Formulação Completa . . . 47

4.5.5 Algoritmo Genético aplicado ao Problema . . . 49

4.6 Problema de Otimização Final . . . 51

4.6.1 Impacto dos Períodos de Turbinagem e de Bombagem nos Preços de Mer-cado . . . 52

4.6.2 Aplicação Final . . . 54

5 Modelos Desenvolvidos e Estrutura dos Testes 59 5.1 Aspetos Gerais . . . 59 5.2 Modelo 1 . . . 59 5.3 Modelo 2 . . . 60 5.4 Modelo 3 . . . 60 5.5 Modelo 4 . . . 61 5.6 Testes prévios . . . 61

5.7 Estrutura dos Testes . . . 62

6 Resultados 65 6.1 Modelo 1 . . . 65

6.2 Modelo 2 . . . 69

6.3 Modelo 3 . . . 73

6.3.1 Sistema produtor com 3 centrais . . . 73

6.3.2 Sistema produtor com 4 centrais . . . 78

6.4 Modelo 4 . . . 83

7 Conclusões e Trabalhos Futuros 89 7.1 Conclusões . . . 89

7.2 Desenvolvimentos Futuros . . . 90

A Preço de Mercado 93

B Características das Centrais 95

C Afluências 97

Lista de Figuras

2.1 Estrutura verticalizada do setor elétrico [1] . . . 6

2.2 Estrutura atual do setor elétrico [2] . . . 9

2.3 Modelo desagregado do setor elétrico [1] . . . 9

3.1 Modelo Misto de exploração do setor elétrico [1] . . . 18

3.2 Fluxos de energia elétrica, informação e financeiros num modelo misto de explo-ração [1] . . . 19

3.3 Poolsimétrico [1] . . . 20

3.4 Contratos bilaterais às diferenças [1] . . . 23

3.5 Esquema organizativo do MIBEL [3] . . . 23

3.6 Sessões do mercado Intradiário no MIBEL [4] . . . 26

3.7 Resultado do mercado diário do MIBEL dia 21 de Outubro de 2013 [5] . . . 29

3.8 Preço de Mercado do MIBEL, na hora 6 do dia 21 de Outubro de 2013 [5] . . . . 30

3.9 Resultado do mercado diário do MIBEL dia 22 de Outubro [5] . . . 30

3.10 Resultado do mercado diário do MIBEL dia 23 de Outubro de 2013 [5] . . . 30

4.1 Enquadramento estratégico Português [6] . . . 33

4.2 Mapa dos Aproveitamentos Hidroelétricos/Reforços de Potência da Bacia Hidro-gráfica do Douro até à Zona de Fronteira previsto para o ano de 2017 [7] . . . 34

4.3 Processo de Cruzamento [8] . . . 40

4.4 Relação não linear entre potência, caudal e queda [9] . . . 44

4.5 Relação entre potência e caudal para diferentes valores da queda [9] . . . 45

4.6 Fluxograma da aplicação desenvolvida em [8] . . . 50

4.7 Curvas de oferta de compra e venda de energia elétrica . . . 53

4.8 Curvas de oferta de compra e venda de energia elétrica . . . 53

4.9 Curvas de oferta de compra e venda de energia elétrica . . . 53

4.10 Fluxograma da aplicação final desenvolvida ao longo da dissertação . . . 58

6.1 Ordens de exploração das centrais para 1oTeste do Modelo 1 e preços de mercado a verde, escala da direita . . . 66

6.2 Ordens de exploração das centrais para 1oTeste do Modelo 2 e preços de mercado a verde, escala da direita . . . 70

6.3 Ordens de exploração das centrais 1 e 2 para 1oTeste do Modelo 3 com 3 centrais e preços de mercado a verde, escala da direita . . . 74

6.4 Ordens de exploração da central 3 para 1o Teste do Modelo 3 com 3 centrais e preços de mercado a verde, escala da direita . . . 74

6.5 Ordens de exploração das centrais 1 e 2 para 1oTeste do Modelo 3 com 4 centrais e preços de mercado a verde, escala da direita . . . 79

6.6 Ordens de exploração das centrais 3 e 4 para 1oTeste do Modelo 3 com 4 centrais e preços de mercado a verde, escala da direita . . . 79 6.7 Ordens de exploração das centrais 1 e 2 para 1o Teste do Modelo 4 e preços de

mercado a verde, escala da direita . . . 84 6.8 Ordens de exploração das centrais 3 e 4 para 1o Teste do Modelo 4 e preços de

mercado a verde, escala da direita . . . 84 6.9 Ordens de exploração das centrais 1 e 2 para 2o Teste do Modelo 4 e preços de

mercado a verde, escala da direita . . . 86 6.10 Ordens de exploração das centrais 3 e 4 para 2o _{Teste do Modelo 4 e preços de}

Lista de Tabelas

4.1 Situação atual das principais bacias hidrográficas [8] . . . 33

4.2 Novos aproveitamentos/reforços de potência da EDP [10] . . . 34

4.3 Distinção entre Algoritmos da Família Evolucionária [11] . . . 39

4.4 Variáveis consideradas nos modelos do problema [8] . . . 46

5.1 Resultados dos testes prévios realizados . . . 61

5.2 Condições dos Testes realizados com Modelo 1 . . . 63

5.3 Condições dos Testes realizados com Modelo 2 . . . 63

5.4 Condições dos Testes realizados com Modelo 3 . . . 64

5.5 Condições dos Testes realizados com Modelo 4 . . . 64

6.1 Dados de convergência dos testes com Modelo 1 . . . 65

6.2 Resultados dos preços do 1oTeste com Modelo 1 . . . 66

6.3 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 1oTeste com Modelo 1 . 67 6.4 Resultados dos preços do 2oTeste com Modelo 1 . . . 68

6.5 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 2oTeste com Modelo 1 . 69 6.6 Dados de convergência dos testes com Modelo 2 . . . 69

6.7 Resultados dos preços do 1oTeste com Modelo 2 . . . 70

6.8 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 1oTeste com Modelo 2 . 71 6.9 Resultados dos preços do 2oTeste com Modelo 2 . . . 72

6.10 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 2oTeste com Modelo 2 . 73 6.11 Dados de convergência dos testes com Modelo 3 com 3 centrais . . . 73

6.12 Resultados dos preços do 1oTeste com Modelo 3 com 3 centrais . . . 75

6.13 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 1oTeste com Modelo 3 com 3 centrais . . . 76

6.14 Resultados dos preços do 2oTeste com Modelo 3 com 3 centrais . . . 77

6.15 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 2oTeste com Modelo 3 com 3 centrais . . . 78

6.16 Dados de convergência dos testes com Modelo 3 com 4 centrais . . . 78

6.17 Resultados dos preços do 1oTeste com Modelo 3 com 4 centrais . . . 80

6.18 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 1oTeste com Modelo 3 com 4 centrais . . . 81

6.19 Resultados dos preços do 2oTeste com Modelo 3 com 4 centrais . . . 82

6.20 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 2oTeste com Modelo 3 com 4 centrais . . . 83

6.21 Dados de convergência dos testes com Modelo 4 . . . 83

6.22 Resultados dos preços do 1oTeste com Modelo 4 . . . 85 6.23 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 1oTeste com Modelo 4 . 86

6.24 Resultados dos preços do 2oTeste com Modelo 4 . . . 87 6.25 Potências turbinada e bombada e lucros inicial e final do 2oTeste com Modelo 4 . 88

Abreviaturas e Símbolos

Lista de Abreviaturas

FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto EDP Energias de Portugal

PIB Produto Interno Bruto

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos RNT Rede Nacional de Transporte

ISO Independent System Operator TSO Transmission System Operator REN Rede Elétrica Nacional

MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade CB Contratos Bilaterais

MC Mercados Centralizados RT Rede de Transporte RD Rede de Distribuição SA Serviços Auxiliares

OMIE Operador de Mercado Ibérico - Pólo Espanhol OMIP Operador de Mercado Ibérico - Pólo Português OTC Over-the-Counter

PNBEPH Plano Nacional Barragens com Elevado Potencial Hidroelétrico AG Algoritmo Genético

EPSO Enxame de Partículas Evolucionários

Lista de Símbolos

Z Benefício Social

BPg Benefício obtido pela utilização de energia elétrica

CPg Custo associado à produção de energia elétrica

ND número de propostas de compra NG número de propostas de venda

C_Dio f Preço que a carga i está disposta a pagar pelo consumo de energia

C_{G j}o f Preço que a unidade produtora j pretende receber por unidade de energia for-necida

PDi Potência despachada relativa à carga i

PG j Potência despachada relativa à unidade j

P_Dio f Potência da proposta de compra da carga i P_{G j}o f Potência da proposta de venda da unidade

q Caudal

h Queda

µT Rendimento de turbinagem

I número total de aproveitamentos K número total de horas (períodos)

πk preço de mercado na hora k eme/MWh

P_T,ik potência turbinada pela central i no período k PB,ik potência bombada pela central i no período k

vmin_i volume mínimo da central i vmax_i volume máximo da central i vik volume da albufeira i na hora k

aik afluência de água à albufeira i na hora k

qT,ik caudal turbinado pela central i na hora k

sik caudal descarregado pela central i na hora k

qB,ik caudal bombado pela central i na hora k

v_if volume final da albufeira da central i vol_if volume final definido para a central i

m índice associado a cada uma das centrais imediatamente a montante da central i

M número de centrais a montante da central i

Capítulo 1

Introdução

Neste primeiro capítulo da dissertação é apresentada a motivação para a realização do trabalho, na qual se inclui a primeira menção aos conceitos de exploração de centrais hídricas, como os conceitos de bombagem e turbinagem. São ainda apresentados os objetivos desta dissertação e a estrutura da mesma. Este trabalho foi desenvolvido no âmbito de uma parceria realizada entre a FEUP e a EDP Produção, e sob a orientação do Prof. Dr. João Paulo Tomé Saraiva e os Engenheiros José Carlos Sousa e Virgílio Mendes.

1.1

Motivação

A necessidade de otimizar as condições de exploração de centrais hídricas e, consequente-mente este trabalho, derivam do facto de Portugal apresentar uma dependência energética e um valor de potencial hídrico não explorado bastante significativos, este último na ordem dos 54 % em relação ao total existente. Um aumento da exploração deste tipo de energia iria levar a uma diminuição considerável da dependência energética, para além de que se trata de uma forma de energia renovável capaz de transferir de forma eficiente quantidades significativas de energia de períodos com excedentes para períodos com défice.

No entanto, a exploração de centrais hídricas apresenta um conjunto de decisões operacionais complexas, como os períodos de turbinagem e bombagem, que afetam as condições de exploração em instantes futuros, sendo também necessário realçar a interdependência existente entre centrais hídricas que se encontrem no mesmo curso de água. Tendo em conta estes aspetos, e aumentando o número de centrais, o problema torna-se muito complexo para ser resolvido sem recorrer a ferramentas computacionais.

A escolha dos períodos de turbinagem e bombagem corresponde à decisão mais importante, mas também das mais complicadas no que toca à exploração de centrais hídricas. Uma esco-lha inadequada destes períodos pode resultar num excesso de turbinagem que, conjugado com afluências reduzidas, impede operações de turbinagem no futuro. Por outro lado, um excesso de bombagem ou de armazenamento de água pode obrigar à realização de descarregamentos que, por sua vez, implica um desperdício de energia.

Já existem diversas metodologias de resolução deste problema de otimização, que permitem obter os períodos de bombagem e de turbinagem para obter o máximo de lucro possível, incluindo a utilização de Algoritmos Genéticos. No entanto, nestes modelos as centrais são consideradas price takers, ou seja, considera-se que o conjunto das suas potências não é suficiente para influen-ciar o preço de mercado. Embora existam situações em que isso possa acontecer, existem outras em que as potências de turbinagem e de bombagem influenciam de forma acentuada o preço de mercado e, consequentemente, o lucro correspondente às operações destas centrais. Serão estas úl-timas situações as abordadas com mais detalhe ao longo desta dissertação, de forma a caracterizar o mais aproximadamente possível o impacto destas centrais no preço de mercado e assim tornar os resultados provenientes da resolução deste problema de otimização mais úteis e próximos da realidade.

1.2

Objetivos

Confirmada a viabilidade da utilização de Algoritmos Genéticos para o planeamento a curto-prazo de aproveitamentos hidroelétricos em [8] , o objetivo desta dissertação corresponde ao de-senvolvimento de uma aplicação computacional usando esta metodologia, capaz de realizar esse mesmo planeamento da forma o mais aproximada possível a uma situação real. Esta metodolo-gia deverá permitir considerar a relação não linear entre a potência, o caudal e a queda, assim como a possibilidade de estes grupos realizarem bombagem ou se encontrarem hidraulicamente interligados.

A principal novidade no desenvolvimento desta aplicação no âmbito desta dissertação será a mudança de comportamento das centrais no que diz respeito à posição no mercado, deixando de ser price takers. Desta forma, os preços de mercado iniciais passam a serem obtidos através da interseção das curvas de compra e venda de energia referentes aos dados fornecidos, sendo que em cada iteração da aplicação estas curvas serão alteradas dependendo dos períodos de bombagem e de turbinagem das centrais na iteração anterior.

1.3

Estrutura da Dissertação

Para além da Introdução, esta dissertação inclui mais 6 capítulos.

No capítulo 2, Enquadramento e Estado da Arte, é abordada a evolução do setor elétrico, desde o seu início até à situação atual, apresentando também as razões que levaram à restruturação nas últimas décadas do século XX. É apresentada também a atual cadeia de valor do setor elétrico, assim como o conjunto de Diretivas Europeias que contribuíram para a situação atual do setor.

No capítulo 3, Mercado Ibérico de Eletricidade, é caracterizada a evolução do MIBEL e des-critos os resultados mais significativos das cimeiras que levaram à criação deste mercado. É ainda clarificada a estrutura e organização vigentes, assim como os mecanismos de contratação, aca-bando o capítulo por abordar a gestão das interligações entre os dois países.

1.3 Estrutura da Dissertação 3

No capítulo 4 é abordado o enquadramento estratégico português no que diz respeito aos apro-veitamentos hidroelétricos, é apresentada uma explicação sucinta da constituição de uma central hídrica para uma melhor compreensão do seu funcionamento , passando depois para a formulação do problema de otimização de exploração de um conjunto de aproveitamentos hídricos utilizando Algoritmos Genéticos. Numa primeira instância é formulado o problema de otimização não con-siderando a influência dos períodos de turbinagem e bombagem nas curvas de venda e compra de energia [8]. Esse impacto é explicado e inserido na formulação seguinte, de modo a ser ob-tida a formulação final do problema de otimização. Este capítulo incluirá ainda, para ambas as formulações, um fluxograma referente ao processo utilizado nas aplicações respetivas.

No capítulo 5 serão apresentados de forma mais aprofundada os modelos utilizados na aplica-ção desenvolvida e as condições em que os testes dessa mesma aplicaaplica-ção, para os vários modelos, foram realizados.

O capítulo 6, Resultados, será dedicado à apresentação e análise crítica dos resultados obtidos através da aplicação desenvolvida.

No capítulo 7, Conclusões e Trabalhos Futuros, são expostas as principais conclusões retiradas do trabalho e as perspetivas para futuros desenvolvimentos deste trabalho.

Capítulo 2

Enquadramento e Estado da Arte

O presente capítulo apresenta a estrutura do setor elétrico existente antes do processo de res-truturação, as suas debilidades e as razões que levaram a uma mudança tão vincada, acabando por explicar de forma completa a estrutura hoje vigente. Além disso, e uma vez que esta mudança foi morosa, no último ponto deste capítulo, serão abordadas um conjunto de Diretivas Europeias para enquadrar a evolução da situação ao longo dos anos.

2.1

Introdução

Como qualquer sistema, também os Sistemas Elétricos de Energia começaram por uma ex-ploração básica, neste caso com redes de pouca potência e com uma área abrangente pouco sig-nificativa. No entanto, o desenvolvimento de novas tecnologias de produção e o aproveitamento de recursos hídricos, que muitas vezes se encontravam em locais afastados do local de consumo, levaram à construção de redes de transporte de maior extensão e com níveis de tensão mais eleva-dos. O passo seguinte passou por interligar vários sistemas elétricos nacionais, com o intuito de obter uma segurança e estabilidade mais elevadas na exploração destes mesmo sistemas [1] . Tudo isto levou, como é possível constatar hoje em dia, a que estes sistemas se apresentem como um dos mais fiáveis até hoje criados pelo Homem.

Uma vez que a energia elétrica é considerada um bem essencial, a sua disponibilização está sujeita a obrigações de serviço público, tendo então o Sistema Elétrico como principal objetivo igualar a energia produzida com as necessidades dos consumidores em cada instante, devendo-se atingir este objetivo com a maior eficiência e transparência possíveis. Esta necessidade de uma maior transparência é vista como um dos grandes impulsionadores para a mudança do paradigma que deu origem aos mercados de energia elétrica.

Esta mudança de paradigma inclui novos mecanismos de mercado nos Sistemas Elétricos que visam o aparecimento de concorrência em algumas áreas, aumentando desta forma a eficiência das mesmas e maximizando os benefícios para todos os intervenientes. Em última instância, estas alterações permitiram obter uma melhor afetação de recursos, providenciando tanto a oferta como a procura com mais e melhor informação necessária para a tomada de decisão.

2.2

Passado do Setor Elétrico

No que diz respeito à estrutura de propriedade do setor elétrico, existiam vários modelos dis-tintos nos diversos países. No âmbito desta dissertação serão apenas abordados os caso português e espanhol devido à existência, no presente, de um Mercado Ibérico de Eletricidade.

Em Portugal, até 1975, o setor elétrico encontrava-se concessionado a entidades privadas. É nesse ano que este setor é nacionalizado e sofre uma integração vertical com a criação da EDP, EP, mais tarde denominada EDP, SA. No caso espanhol, a estrutura manteve-se idêntica à existente em Portugal até 1975, albergando diversas empresas privadas que atuavam nas áreas de produção, transporte e distribuição. Apesar de nestes dois casos existirem diferenças no que diz respeito ao número de empresas e ao modelo de propriedade considerado - público ou privado - pode-se concluir que as linhas condutoras para a organização do setor eram semelhantes [1] .

Em primeiro lugar, e em ambos os casos, as empresas apresentavam uma estrutura vertical-mente integrada - ilustrada na Figura 2.1 - que integrava toda a cadeia de valor da energia elétrica, desde a produção até à distribuição. Em segundo lugar, deve salientar-se que mesmo existindo vá-rias empresas atuando no mesmo país, como no caso espanhol, cada empresa tinha uma área a si concessionada, mantendo assim um conjunto de clientes cativo em qualquer situação. Conclui-se desta forma que a exploração do setor elétrico se realizava em monopólio.

Figura 2.1: Estrutura verticalizada do setor elétrico [1] .

Este tipo de estrutura garantia a cada empresa uma posição dominante no setor em causa, sendo que no caso do setor elétrico apresenta um conjunto de implicações que vale a pena mencionar [1]: • Retira ao consumidor a possibilidade de escolher a entidade com que se quer relacionar,

tanto técnica como comercialmente;

• Os processos de regulação tarifária inerentes ao preço do produto final eram muitas vezes pouco claros, muito devido às parcas diferenças existentes entre as entidades reguladoras e reguladas;

2.2 Passado do Setor Elétrico 7

• Este relacionamento pouco claro fazia com que o setor elétrico assumisse, com frequência, o papel de elemento amortecedor de períodos de maior crise económica, dado o seu peso muito significativo em termos de emprego, investimento e contribuição para o PIB;

• As atividades de planeamento eram realizadas de forma centralizada e de uma forma pouco complexa.

Este último ponto deve-se não só às estruturas verticalmente integradas, mas também ao am-biente económico pouco volátil existente na altura, tornando mais fácil a realização de previsões do comportamento de diversas variáveis, como a potência de carga ou taxas de juro e inflação. A presença de poucas incertezas acaba por incitar ao sobredimensionamento de equipamentos que, por sua vez, leva à criação de economias de escala na produção e transmissão de energia elétrica.

2.2.1 As razões para a mudança

O ambiente económico estável referido anteriormente alterou-se de forma significativa e rápida após o choque petrolífero de 1973, resultando em elevadas taxas de inflação e de juro, aumentando a incerteza no mercado, apresentando o consumo de energia elétrica comportamentos mais errá-ticos. Um dos maiores indicadores desta mudança foi que o crescimento económico deixava de implicar aumento do consumo de eletricidade.

Este ambiente económico mais desfavorável foi responsável pelo despoletar de um aumento de intensidade da restruturação do setor elétrico, juntamente com um conjunto de razões enunciadas de seguida [1] .

Em primeiro lugar, o movimento de implantação de mecanismos de mercado decorreu da ado-ção de novas polítcas regulatórias ou de nova legislaado-ção, forçando, em alguns casos, a separaado-ção das companhias verticalmente integradas tradicionais em diversas áreas de atividade. Este movi-mento pretendia criar condições para o aparecimovi-mento de competição em alguns segmovi-mentos do setor e para a identificação transparente de custos desses segmentos, eliminando a possibilidade de sub-sidiação cruzada. Em segundo lugar, ocorreram nos anos 80 e 90 diversas evoluções tecnológicas a nível das telecomunicações e meios computacionais que tornaram viável a adoção de diversas estratégias de automatização, supervisão e controlo das redes elétricas em tempo real. Estas novas possibilidades revelaram-se essenciais, dado que a implementação de mecanismos de mercado es-taria associada à existência de diversas entidades utilizadoras em simultâneo das redes elétricas. Então, o acompanhamento em tempo real da exploração dessas redes passou a ser crucial para manter a segurança e fiabilidade da sua operação, bem como por razões de índole tarifária.

Por outro lado, em diversas áreas geográficas passou a estar disponível gás natural, em quan-tidades e preços atrativos. Este facto, bem como avanços tecnológicos realizados na construção de centrais de ciclo combinado a gás natural, a par da redução muito substancial do período de construção destes equipamentos, originaram a diminuição do carácter capital intensivo e com lar-gos prazos de amortização do setor elétrico, além da diminuição da importância da realização de economias de escala. Os anos 80 e 90 foram ainda caracterizados pela emergência de uma nova consciência social e ambiental que se refletiu na progressiva redução do ritmo de construção de,

por exemplo, centrais nucleares e, em alguns casos, na adoção de programas de encerramento faseado das centrais deste tipo existentes. Esta nova consciência tem favorecido claramente o sur-gimento de soluções de menor dimensão e possuindo carácter distribuído, contribuindo fortemente para a adoção de legislação tendente a incentivar a utilização mais eficiente e racional de energia e o aproveitamento de energias renováveis, para além da utilizada nas grandes centrais hídricas.

Finalmente, a dinâmica da economia fez com que cada vez mais investidores pretendessem atuar no setor elétrico, dado que este setor, fornecendo um serviço de primeira necessidade, se revelava muito atrativo e era o último que permanecia imune ao movimento de restruturação. Este aspeto é complementado pela existência de clientes das empresas elétricas responsáveis por par-celas muito significativas de consumo que desejariam obter reduções tarifárias. Como se compre-ende, quanto mais elevadas eram as parcelas de consumo asseguradas por esses grandes clientes, mais o setor elétrico ficava vulnerável ao desejo de mudança. Na Europa, o ínicio das mudanças regulatórias e organizacionais em alguns países fez com que diversos outros fossem compelidos a trilhar um caminho análogo. Este facto pode ser melhor compreendido atendendo à menor ex-tensão territorial dos países europeus quando comparados com os de outras áreas geográficas e ao mais elevado grau de interligação das redes nacionais. Deste modo, a existência de uma experi-ência de mercado num país, traduzida por exemplo na possibilidade de obter reduções tarifárias, tornava tal facto apetecível para grandes clientes de outros países e constituía, afinal, mais um ele-mento de pressão sobre o poder executivo e as empresas do setor elétrico dos países que tentassem resistir a este movimento [1] .

O resultado desta mudança foi uma restruturação vertical e horizontal do setor, levando à separação das áreas de atividade e à criação de um número considerável de agentes nas áreas que possibilitem um mercado concorrencial sem uma entidade dominante.

2.3

Estrutura Atual do Setor

A restruturação do setor elétrico transformou então as empresas verticalizadas numa estrutura aberta a diversos intervenientes, apresentando nas extremidades mercados concorrenciais, como ilustrado na Figura 2.2. É de notar que as atividades de rede mantém o regime de monopólio, uma vez que é impraticável replicar as redes já existentes, ficando no entanto estes monopólios sujeitos a uma regulação apertada realizada por uma entidade independente, que será referida no ponto 2.3.1.

Todavia é importante referir que esta alteração na estrutura do setor não foi imediata, existindo numa primeira fase um momento de segmentação e desverticalização, apareceu depois um movi-mento por parte de diversas empresas, ao fundirem-se, para ganhar dimensão e atuar em mercados mais alargados. Este processo origina o afastamento das condições de concorrência perfeitas dese-jadas, obrigando à criação de legislação com o objetivo de impor limites máximos de capacidade de produção detidos por uma empresa, bem como cláusulas de incompatibilidade, impedindo que a mesma empresa possa deter ativos, por exemplo, nas áreas de produção e de distribuição [1] .

2.3 Estrutura Atual do Setor 9

Figura 2.2: Estrutura atual do setor elétrico [2] .

Com o aparecimentos destes novos mecanismos de mercado ocorreu igualmente uma modifi-cação nos grandes objetivos deste setor, passando-se de uma lógica de minimização de custos para uma situação de maximização do benefício social decorrente da utilização de energia elétrica. Esta maximização encontra-se traduzida pela equação (2.1), em que BPgcorresponde ao benefício

que o conjunto da sociedade obtém pela utilização da energia elétrica, e CPg representa o custo

associado à sua produção [1] .

max Z= BPg−CPg (2.1)

Ainda resultante da introdução de novos intervenientes no mercado de eletricidade, torna-se imprescindível a existência de mecanismos de coordenação e de regulação independente. Daí resulta o aparecimento dos Operadores Independentes de Sistema - ISO - e os Operadores de Mer-cado, bem como de agências reguladoras cujo posicionamento no novo modelo do setor elétrico se encontra representado na Figura 2.3.

Através da Figura 2.3 é também possível verificar a existência das atividades competitivas nas extremidades do modelo - Produção (P), Intermediação Financeira (IF) e Comercialização (C) - e uma atividade sujeita a monopólio regulado, a da rede de distribuição (RD), sendo a zona central correspondente a uma série de funções referentes ao transporte de energia elétrica, nas quais se incluem os operadores acima mencionados. Estas novas funções apresentam uma série de novidades para a estrutura do setor elétrico pelo que é pertinente a sua clarificação, efetuada de seguida [1] .

Os Contratos Bilaterais (CB) supõem o relacionamento direto entre entidades produtoras e co-mercializadores, ou consumidores elegíveis, estabelecendo acordos que englobam preço e modula-ção da energia a produzir/absorver ao longo de um intervalo de tempo, enquanto que os Mercados Centralizados (MC) correspondem aos mercados em Pool - que serão abordados de forma mais aprofundada no Capítulo 3. Nestes mercados são organizadas as propostas de compra e venda de energia elétrica, tipicamente para intervalos de uma hora do dia seguinte. Estas propostas incluem valores disponíveis de potência e preço mínimo a receber (no caso das propostas de venda) ou preço máximo a pagar (propostas de compra), sendo o despacho resultante da organização destas propostas puramente económico. A organização das propostas submetidas a estes mercados é da responsabilidade dos Operadores de Mercado.

A Rede de Transporte (RT) diz respeito às entidades detentoras de ativos na atividade de trans-porte de energia elétrica e que, como previamente mencionado, operam segundo um regime de monopólio regulado, sendo a sua remuneração obtida através das Tarifas de Uso das Redes. Os Serviços Auxiliares (SA) representam entidades fornecedoras de serviços auxiliares, como por exemplo reservas, produção de potência reativa e controlo de tensão. Os níveis destes serviços podem ser contratados em mercados específicos ou poderão estar definidos valores mínimos obri-gatórios para participação no mercado de compra e venda de energia.

O Independent System Operator, ISO, tem funções de coordenação técnica em tempo real e de planeamento da exploração do sistema de produção/transporte, recebendo informações dos con-tratos bilaterais e dos mercados centralizados e realizando uma série de estudos que visam avaliar a viabilidade técnica do conjunto contrato/despacho para cada hora, evitando situações de conges-tionamento. Estes congestionamentos correspondem a situações em que os limites técnicos dos diversos equipamentos da rede seriam ultrapassados, sendo necessária uma série de modificações induzidas ou forçadas, até que o despacho obtido se torne viável e se possa proceder à contratação de serviços auxiliares.

Este modelo corresponde à visão mais desagregada possível no setor elétrico, sendo que algu-mas destas atividades relativas ao transporte de energia elétrica podem ser agregadas na mesma entidade. Isto acontece no caso português em que a REN SA, concessionária da Rede Nacional de Transporte, desempenha as funções de exploração da rede de transporte e de coordenação técnica do sistema. Desta forma, passa-se da existência de um ISO para um TSO - Transmission System Operator.

2.3 Estrutura Atual do Setor 11

2.3.1 Atividade de Regulação

Após a restruturação e devido à impossibilidade de replicar as redes existentes, as atividades de rede (transporte e distribuição) mantiveram-se sujeitas a um monopólio. No entanto, estão sujeitas a uma regulação apertada, realizada em Portugal pela ERSE.

A ERSE é uma entidade criada inicialmente com o intuito de regular e supervisionar o setor elétrico, acabando alargada também ao gás natural. A regulação efetuada por esta entidade deve constituir um instrumento de eficiência e de racionalidade das atividades dos setores regulados, em termos objetivos, transparentes, não discriminatórios e concorrenciais, através da sua contí-nua supervisão e acompanhamento, integrados nos objetivos do mercado interno europeu e dos mercados ibéricos, assegurando a proteção dos consumidores e do ambiente [12] .

De uma forma sucinta, a ERSE desenvolve as suas funções nas seguintes áreas [13] : • Liberalização do setor elétrico;

• Aprofundamento do Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL);

• Acompanhamento das atividades e dos agentes do setor, assegurando a liberdade de acesso ao exercício das atividades; a não discriminação; a igualdade de tratamento e oportunidades; a imparcialidade nas decisões; a transparência e objetividade das regras e decisões; o acesso à informação e salvaguarda da confidencialidade da informação comercial considerada sen-sível; a liberdade de escolha do comercializador de eletricidade;

• Definição de tarifas e preços para as atividades reguladas; • Promoção de níveis adequados de qualidade de serviço; • Elaboração de regulamentos;

• Definição e monitorização das ligações às redes;

• Disponibilização de informação através de um suporte gráfico; • Realização de inspeções e auditorias.

Deve salientar-se que a regulamentação do setor era bem menos extensa quando o setor en-globava companhias verticalmente integradas, uma vez que nessa altura muitos das questões hoje resolvidas por entidades independentes, como a ERSE, eram do domínio de apenas uma empresa.

2.3.2 Cadeia de valor do setor elétrico

Como mencionado na secção 2.3, o Sistema Elétrico Nacional apresenta neste momento um sistema de mercado, estando as atividades de produção e comercialização abertas a concorrên-cia, enquanto que as atividades de transporte e de distribuição se encontram sob um regime de monopólio regulado.

Admitindo então que a cadeia de valor do setor elétrico engloba, além das quatro atividades supracitadas, o consumo de energia, é possível enumerar uma série de características, para cada uma delas, expostas nos parágrafos seguintes.

A produção de energia elétrica está sujeita a licenciamento ou concurso e é desenvolvida num contexto concorrencial. Esta atividade divide-se em dois regimes, ordinário e especial, sendo este segundo referente à produção de eletricidade a partir de fontes endógenas e renováveis (exceto grandes centrais hidroelétricas), abrangendo o regime ordinário todas as outras fontes. Atual-mente, e no sentido de diminuir os impactos ambientais do setor elétrico, existem incentivos à produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis e endógenas, sendo que a energia pro-veniente destas fontes é injetada diretamente nas redes de distribuição de média e alta tensão, ao contrário do que sucede com a energia produzida nas centrais de potência mais elevada que é entregue à rede de transporte, que a canaliza para as redes de distribuição.

A atividade de transporte de energia elétrica integra o desenvolvimento, a exploração e a ma-nuntenção da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade, as suas interligações com as outras redes e a gestão técnica global do sistema, assegurando a coordenação das instalações de produ-ção e de distribuiprodu-ção tendo em vista uma continuidade e segurança de abastecimento que garantam o funcionamento integrado e eficiente do sistema. É também da responsabilidade da RNT assegu-rar o escoamento da energia elétrica produzida até às redes de distribuição, existindo no entanto alguns consumidores que, por questões técnicas e económicas, se encontram ligados diretamente à rede de transporte. Esta atividade é desenvolvida ao abrigo de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português, neste caso à REN Redes Elétricas Nacionais.

Tal como o transporte, também a distribuição de eletricidade é realizada através de uma con-cessão exclusiva atribuída pelo Estado Português, sendo neste caso atribuída a uma subsidiária do grupo EDP, a EDP Distribuição. Esta atividade tem por base a Rede Nacional de Distribuição, que inclui a rede de média e alta tensão, e ainda as redes de distribuição de baixa tensão. Estas últimas continuam a ser operadas ao abrigo de acordos de concessão firmados mediante concurso público lançados pelos municípios, estando estes também maioritariamente atribuídos à EDP Distribuição. Com a liberalização do setor elétrico, a atividade de comercialização de energia elétrica foi separada da atividade de distribuição. Como resultado, os clientes passaram a poder relacionar-se diretamente com os comercializadores no que concerne a questões de natureza comercial. Esta atividade encontra-se aberta aos agentes de mercado desde que estes preencham os requisitos ne-cessários, podendo desta forma comprar e vender eletricidade livremente. Para o fazer, têm direito de acesso às redes de transporte e distribuição mediante o pagamento de tarifas reguladas previa-mente estipuladas pela ERSE. Existe ainda a figura do comercializador de último recurso que cuja finalidade consiste em garantir o fornecimento de eletricidade aos consumidores, nomeadamente os mais frágeis, em condições de qualidade e continuidade de serviço, adquirindo a energia ao menor custo e sendo os excessos revendidos no mercado organizado [2] [14] . Em relação ao consumo, importa referir que os consumidores são livres de escolher o seu fornecedor, podendo adquirir eletricidade tanto no mercado liberalizado como no mercado regulado, neste caso através do comercializador de último recurso.

2.4 Diretivas Europeias 13

2.4

Diretivas Europeias

Em 1996 a União Europeia integrava 15 estados membros, cada um com a sua estrutura, centralizada ou descentralizada, verticalizada ou desverticalizadas, estruturas públicas ou privadas [15] . Por causa desta variedade, e para que todos os estados membros seguissem as mesmas linhas de orientação no que diz respeito à restruturação do setor elétrico, foi aprovada a Diretiva 96/92/CE, que estabelecia regras comuns para o Mercado Interno de Eletricidade e possuindo diversas alternativas admissíveis para esta restruturação.

Como princípios gerais associados a esta diretiva podem-se enumerar os seguintes [15] : • Subsidariedade;

• Equivalência, tornando possível a escolha de diversas opções desde que os resultados finais sejam semelhantes em termos de acesso ao mercado;

• Transposição para legislação nacional e reciprocidade; • Possibilidade de imposição de requisitos de serviço público; • Sistemas tarifários simples e transparentes;

• Abertura gradual dos mercados.

Além destes princípios gerais, a diretiva supracitada impôs uma série de alterações à estrutura do setor como por exemplo a separação contabilística por atividade regulada, com o intuito de eliminar a subsidiação cruzada e as distorções de concorrência, não sendo no entanto necessária a separação legal e societária. Foi ainda criada, ao nível da transmissão, a figura do comprador único e possibilitado o acesso à rede por terceiros, sendo este regulado com base em tarifas publicadas de modo a aumentar a transparência do processo [15] .

Esta diretiva apresentava uma série de deficiências legislativas, que foram abordadas e corrigi-das na Diretiva 2003/54/CE. Esta nova diretiva permitiu que os estados impusessem obrigações de serviço público relativamente à segurança de abastecimento, continuidade e qualidade de serviço, preços e proteção do ambiente, obrigando-os também a monitorizar a segurança de abastecimento para garantir o equilíbrio da oferta e procura a longo prazo. Foram ainda clarificadas as ativida-des de rede através da criação das figuras do Operador da Rede de Transmissão e do Operador de Rede de Distribuição, tendo estes que ser independentes contabilística e juridicamente, sendo responsáveis por assegurar a segurança, fiablidade e exploração eficiente das redes [15] . Foi ainda eliminada a figura do comprador único e alargados, de forma progressiva, os critérios de elegibi-lidade dos consumidores, significando que qualquer consumidor passou a poder escolher o seu fornecedor de energia elétrica.

Apesar da importância de todas estas alterações, a mais significativa passa pela obrigação de cada estado membro designar uma entidade como Agência Reguladora com carácter independente no que diz respeito aos interesses existentes no setor elétrico. No caso de Portugal esta Entidade é a ERSE, cujo funcionamento e objetivos foram referidos na secção 2.3.1.

A Diretiva mais recente, e que se encontra em vigor, foi publicada em 2009 e é parte integrante do denominado "Terceiro Pacote Energético". Nesta diretiva continuam explícitas as obrigações de serviço público, introduzindo de forma mais aprofundada o conceito de eficiência energética. Apresenta também legislação específica para a Produção em Regime Especial, de forma a incenti-var a utilização de recursos renováveis ou cogeração. A comercialização de energia foi completa-mente separada das atividades de rede sendo ainda criado o Comercializador de Último Recurso, que se encontra sujeito à obrigação de serviço universal. No que diz respeito aos consumidores, passa a ser possível a escolha do comercializador e, caso exista alguma mudança, não é necessário qualquer pagamento pelo ato [16] .

De forma resumida, os principais objetivos deste Terceiro Pacote Energético são o aumento da concorrência, a regulação eficiente e o incentivo ao investimento para benefício dos consumidores. Inclui medidas pensadas para consolidar um mercado que opera em benefício de todos os consu-midores, independentemente da sua dimensão, garantindo também um fornecimento de energia mais seguro, competitivo e sustentável para toda a União Europeia [17] .

Capítulo 3

Mercado Ibérico de Eletricidade

Neste capítulo começam por ser apresentados alguns aspetos gerais no que diz respeito à for-mação do MIBEL, para que exista uma melhor noção da complexidade inerente ao processo de criação de um mercado único envolvendo dois países diferentes. Posteriormente são clarificados, de uma forma geral, os conceitos teóricos relacionados com o modelo de mercado vigente no MI-BEL, passando depois para o caso concreto do MIBEL em que é abordada também a estrutura e organização do mesmo, com especial foco na divisão em dois pólos. Para ser possível a existência de um mercado único, os dois países terão que estar interligados, tornando-se necessária uma ges-tão destas mesmas interligações. Essa gesges-tão é abordada no penúltimo ponto deste capítulo, sendo ainda apresentado o mecanismo utilizado para corrigir a possível existência de congestionamentos. O último ponto engloba uma série de resultados ilustrativos do funcionamento do MIBEL.

3.1

Aspetos Gerais

O Mercado Ibérico de Eletricidade - MIBEL - resulta de um processo de cooperação entre os Governos de Portugal e de Espanha, cujo propósito passa pela integração dos sistemas elétricos dos dois países. Os resultados obtidos foram bastante satisfatórios pelo que representam um contributo significativo, não só à escala ibérica, mas também como um ponto de partida para a criação de um Mercado de Energia Europeu [18] .

Com a criação do MIBEL passou a ser possível, a qualquer consumidor no espaço ibérico, adquirir energia elétrica num regime de livre concorrência, a qualquer produtor ou comercializador que atue em Portugal ou Espanha. De uma forma sucinta , as principais metas do MIBEL passam por [19] :

• Beneficiar os consumidores de eletricidade dos dois países, através do processo de integra-ção dos respetivos sistemas elétricos;

• Estruturar o funcionamento do mercado com base nos princípios da transparência, livre concorrência, objetividade, liquidez, autofinanciamento e auto-organização;

• Favorecer o desenvolvimento do mercado de eletricidade de ambos os países, com a exis-tência de uma metodologia única e integrada, para toda a península ibérica, de definição de preços de referência;

• Permitir a todos os participantes o livre acesso ao mercado, em condições de igualdade de direitos e obrigações, transparência e objetividade;

• Favorecer a eficiência económica das empresas do setor elétrico, promovendo a livre con-corrência entre as mesmas.

No que concerne aos benefícios introduzidos pelo MIBEL, conclui-se que estes são diferentes para produtores e consumidores. No primeiro caso, decorrem das novas oportunidades de negócio em virtude do alargamento do mercado e do aumento do número de potenciais clientes, enquanto que para os consumidores os benefícios resultam da maior diversidade na oferta e possibilidade de descida do preço da energia elétrica.

As conversações acerca da criação deste mercado conjunto tiveram início em 1998, embora a sua formalização apenas tenha ocorrido em Novembro 2001 com a celebração do "Protocolo de colaboração entre as Administrações espanhola e portuguesa para a criação do Mercado Ibérico de Eletricidade". Neste documento foram estabelecidas as bases necessárias para o início da coo-peração entre as diversas entidades do setor, tendo em vista uma harmonização das condições de participação dos agentes económicos no âmbito do MIBEL.

Em Outubro de 2002, ficou decidido que o modelo de organização do MIBEL iria assentar num Operador de Mercado Ibérico (OMI), sendo que no período transitório anterior à sua consti-tuição, a gestão dos mercados organizados do MIBEL estava a cargo de uma estrutura composta por dois pólos (OMIE e OMIP), estando o primeiro responsável pelos mercados diários e intra-diários e o segundo pelos mercados a prazo. Ainda nesta mesma cimeira, realizada em Valência, foi desenvolvido um modelo de construção faseada assente em três eixos principais, que ultra-passavam os maiores obstáculos inerentes à criação de um mercado conjunto. Estes três eixos consistiam no desenvolvimento das infraestruturas de transporte e na articulação da planificação energética e das redes de transporte; na harmonização dos enquadramentos legais e regulatórios e dos procedimentos de operação dos sistemas; e na harmonização das condições económicas de participação no mercado, através da convergência das metodologias de definição de tarifas, dos custos de transição para a concorrência, das condições de acesso às interligações e do grau de abertura dos mercados [19].

Dois anos depois, em Outubro de 2004, no âmbito da XX Cimeira Luso-Espanhola, realizada em Santiago de Compostela, foi assinado um acordo que introduziu alguns ajustes importantes para o desenvolvimento do MIBEL, nomeadamente [19] :

• Obriga as partes a desenvolver, de forma coordenada, a legislação necessária ao funciona-mento de um mercado integrado;

3.1 Aspetos Gerais 17

• Estabelece quais as entidades que podem participar no MIBEL;

• Formaliza a constituição de um Operador de Mercado Ibérico único, e as fases que levarão à sua criação;

• Estabelece limites à organização societária dos operadores de mercado, tendo em vista a sua integração;

• Prevê a existência de mecanismos de financiamento dos Operadores de Mercado, nomeada-mente por via tarifária, tendo em vista o seu futuro autofinanciamento;

• Define as modalidades de contratação no MIBEL;

• Prevê a adoção de medidas de promoção de liquidez e concorrência no MIBEL;

• Estabelece as competências do Conselho de Reguladores do MIBEL (que integra os regu-ladores sectoriais dos dois países), do Comité de Agentes de Mercado (que integra repre-sentantes de todas as entidades intervenientes no mercado) e do Comité de Gestão Técnica e Económica do MIBEL (que integra os Operadores de Mercado e de Sistema dos dois países);

• Define os mecanismos de regulação, consulta, supervisão e gestão do MIBEL, bem como do regime jurídico relativo a infracções, sanções e jurisdição competente.

Aquando da realização da XXII Cimeira Luso-Espanhola, a 24 e 25 de Novembro de 2006, os Governos de Portugal e Espanha reafirmaram o seu empenho no aprofundamento do Mercado Ibé-rico de Eletricidade, assim como no seu alargamento ao Mercado IbéIbé-rico do Gás Natural. Ambos os Governos solicitaram aos Diretores Gerais de Energia um plano de Compatibilização Regula-tória, que deveria incluir para os distribuidores ou comercializadores de último recurso de ambos os países um modelo de contratação de energia, à vista ou a prazo, a realizar no âmbito do OMI. Foi ainda decidido que até ao final do 1o Trimestre de 2007 o mercado à vista de âmbito ibérico deveria estar implementado, através de um mecanismo coordenado de gestão das interligações ba-seado em Market Splitting e leilões explícitos conforme proposto pelo Conselho de Reguladores, e que seria necessário organizar leilões virtuais de capacidade (VPP) de âmbito ibérico [19] .

A 1 de Julho de 2007, o MIBEL arrancou em toda a sua dimensão, coroando o trabalho de harmonização de condições entre os dois sistemas elétricos ibéricos, na perspetiva de que do seu funcionamento adviriam benefícios para os consumidores de ambos os países, num quadro de garantia do acesso a todos os interessados em condições de igualdade, transparência e objetividade [18] .

Em Janeiro de 2008, dias 18 e 19, foi realizada a XXIII Cimeira Luso-Espanhola que visava acelerar o desenvolvimento do MIBEL, sendo com esse intuito assinado um Acordo de Revisão do Acordo de Santiago de Compostela. Este acordo de Revisão visava definir timings de constituição do OMI, estabelecer a atuação dos comercializadores de último recurso nos mercados a prazo, esclarecer diversos pontos no que diz respeito à gestão económica das interligações entre ambos os

países, assim como acordar os princípios relativos ao estabelecimento de tarifas de último recurso e detalhar funções do Conselho de Reguladores [19] .

Para finalizar, deve referir-se que teve lugar em Madrid, no dia 10 de Novembro de 2011, a primeira reunião do Conselho de Administração comum às sociedades gestoras do OMI - Operador do Mercado Ibérico – OMIE e OMIP, cumprindo-se assim mais uma importante etapa na efetiva concretização do OMI [19] .

3.2

Modelo de Mercado

Após a restruturação do setor elétrico, a generalidade dos países optou por uma estrutura mista na qual funcionam, em simultâneo, um mercado centralizado tipo Pool e existe a possibilidade de estabelecer contratos bilaterais físicos. O MIBEL não foi exceção, adotando também este modelo em que o Pool representa um mecanismo voluntário, estando o funcionamento geral de cada um dos mecanismos supramencionados clarificado de seguida, nos pontos 3.2.1 e 3.2.2 .

A organização deste modelo misto de exploração do setor elétrico pode ser facilmente obser-vada na Figura 3.1.

Figura 3.1: Modelo Misto de exploração do setor elétrico [1] .

Como é possível verificar na Figura 3.1, o Operador de Sistema recebe informação relativa aos contratos bilaterais físicos e ao Pool. No primeiro caso, as entidades contratantes têm a obrigação de submeter a informação técnica relativa aos contratos, como as potências e os nós de injeção e absorção, enquanto que no segundo caso a informação diz respeito ao despacho económico obtido, resultante do encontro de propostas de compra e venda por parte do Operador de Mercado. Com esta informação, o Operador de Sistema terá que realizar uma série de estudos para avaliar a existência de congestionamentos, tendo em conta as restrições na capacidade de transmissão das redes. Caso existam situações de congestionamento, o Operador de Sistema retorna essa

3.2 Modelo de Mercado 19

informação aos intervenientes, reservando o seu direito de ativar mercados de ajustes de forma a ultrapassar as situações de inviabilidade detetadas [1] .

A restruturação do setor elétrico, que levou ao aumento exponencial do número de agentes no mercado e ao aparecimento destes novos modelos de operação, foi também responsável pela criação de trajetos diferenciados para a energia elétrica, para os fluxos de informação e para os fluxos financeiros, que se encontram ilustrados na Figura 3.2 [1] .

Figura 3.2: Fluxos de energia elétrica, informação e financeiros num modelo misto de exploração [1]

As trocas de informação entre o ISO (e/ou TSO) com produtores, entidades contratantes de contratos bilaterais físicos e o operador de mercado estão diretamente relacionadas com a necessi-dade de uma coordenação da exploração do sistema a nível técnico. O circuito de energia elétrica entre as entidades produtoras e os consumidores é assegurado pelas redes de transporte e de distri-buição, coordenadas a nível técnico pelo ISO. Em último lugar, os fluxos financeiros encontram-se organizados no lado direito da figura e envolvem a possibilidade de existir um relacionamento di-reto entre entidades produtoras e consumidores e a possibilidade de apresentação de propostas de compra/venda de energia ao Operador de Mercado, ou seja, os dois mecanismos presentes num modelo misto e, consequentemente, no MIBEL.

3.2.1 Pool Simétrico

Embora existam mais versões, nesta dissertação apenas serão abordados os mecanismos si-métricos para os mercados centralizados, visto serem os utilizados no MIBEL, em que existe a possibilidade de transmitir ofertas de compra e de venda de energia elétrica.

No caso das ofertas de compra devem ser indicados o nó de absorção, a potência pretendida e o preço máximo que se admite pagar para cada um dos intervalos. Em relação às ofertas de venda, devem ser indicados o nó de injeção, a disponibilidade de produção para cada período do

dia seguinte e o preço mínimo que pretendem como remuneração, refletindo geralmente o custo marginal de produção.

Após a apresentação das propostas para cada intervalo, o Operador de Mercado organiza-as de forma a obter as curvas de compra e venda representadas na Figura 3.3, em que cada segmento representa uma proposta de compra ou venda caracterizada pelo preço e quantidade oferecidas, sendo as ofertas de venda dispostas por ordem crescente dos preços oferecidos e as ofertas de compra ordenadas de forma decrescente dos preços a pagar. O ponto de interseção das duas curvas corresponde ao preço de mercado e à quantidade de energia negociada para cada intervalo [1].

O preço de mercado, ou Market Clearing Price, é o preço da energia elétrica para o qual há ofertas de compra cujo preço de compra é superior ao preço de venda associado às ofertas de venda. Desta forma, todas as ofertas de compra e venda que se situem à direita da interseção entre as duas curvas não são aceites, uma vez que não há ofertas de compra cujo preço supere o das ofertas de venda ainda não despachadas [1].

Figura 3.3: Pool simétrico [1] .

No final, se o despacho for tecnicamente viável, os geradores serão pagos e as cargas pagarão o preço de mercado. Isto significa que os produtores, à exceção do produtor cuja proposta de venda foi a última a ser aceite, irão obter uma remuneração atrativa pois o preço de mercado supera os custos marginais indicados na apresentação das ofertas.

A possibilidade de transmitir ofertas de compra no mercado traduz a avaliação realizada pelos consumidores relativo ao benefício decorrente da utilização da energia elétrica. Portanto, até a um determinado preço, o benefício é considerado superior ao preço a pagar por esta mesma energia, sendo economicamente inviável a compra desta mesma energia se o preço da energia for superior ao preço determinado acima mencionado. Assim sendo, o objetivo do mercado em Pool consiste na maximização deste benefício, denominado de Função de Benefício Social, já brevemente men-cionada em 2.3. Graficamente, corresponde à maximização da área existente entre as curvas das ofertas de compra e venda, podendo ser formulado matematicamente da seguinte forma [20] :

3.2 Modelo de Mercado 21 maxZ = ND

∑

∑

∑

∑

• ND - número de propostas de compra; • NG - número de propostas de venda;

• C_Dio f - Preço que a carga i está disposta a pagar pelo consumo de energia;

• C_{G j}o f - Preço que a unidade produtora j pretende receber por unidade de energia fornecida; • PDi- Potência despachada relativa à carga i;

• PG j- Potência despachada relativa à unidade j;

• P_Dio f - Potência da proposta de compra da carga i; • P_{G j}o f - Potência da proposta de venda da unidade j.

Todo este funcionamento assenta na premissa que as propostas apresentadas são Propostas Simples, ou seja, que não existe qualquer interação temporal entre as propostas transmitidas por uma mesma entidade, podendo desta forma o processo de encontro de propostas ser decomposto em 24 problemas independentes, correspondendo cada um deles ao mecanismo explicado ante-riormente. No entanto, na maior parte das situações, existem condições particulares que tornam necessária a apresentação de Propostas Complexas, tornando a determinação do despacho um processo mais moroso e mais pesado do ponto de vista computacional [1] . No caso do MIBEL existe esta necessidade, sendo as propostas complexas relacionadas com o MIBEL apresentadas em conjunto com o funcionamento do seu mercado diário, no ponto 3.3.1.1.

3.2.2 Contratos Bilaterais

A maior diferença entre o funcionamento do modelo em Pool e os contratos bilaterais é que no primeiro caso as entidades produtoras e as entidades compradoras não têm a possibilidade de se identificarem mutuamente, apresentando apenas propostas a um mercado centralizado que devolverá um despacho eficiente do ponto de vista económico. Os contratos bilaterais aparecem então com o intuito de responder de forma adequada ao risco inerente ao funcionamento dos mercados a curto prazo e proporcionar às entidades consumidoras e compradoras a possibilidade de eleger com quem se querem relacionar [1] .

Os contratos bilaterais estão divididos em 2 tipos, físicos e financeiros. Os primeiros já fo-ram previamente mencionados e correspondem à possibilidade de estabelecer um relacionamento direto entre entidades produtoras e consumidoras, englobando usualmente um prazo alongado - 1 ano ou mais - e integram diversas disposições relativas ao preço do serviço a fornecer e às condi-ções de fornecimento como por exemplo os nós de injeção e absorção de potência. Não existindo restrições técnicas que originem congestionamentos, a indicação destes nós significa que estes contratos afetam de forma efetiva a exploração do sistema elétrico, daí a denominação de contra-tos bilaterais físicos. Em relação a este tipo de contracontra-tos, importa mencionar que as condições de natureza comercial apenas dizem respeito aos seus intervenientes, ou seja, embora o Operador de Sistema tenha que assegurar a viabilidade técnica do conjunto de contratos e do despacho do mercado centralizado, não terá que conhecer o preço estabelecido para a energia na celebração destes contratos, devendo apenas focar-se nas informações de natureza técnica [1] .

A restruturação do setor elétrico, inúmeras vezes já mencionada, implicou também o apareci-mento de mecanismos de índole puramente financeira que visam lidar com o risco mais acentuado decorrente dos mercados a curto prazo. Este tipo de contratos correspondem a um mecanismo de hedging, ou seja, a um seguro que visa internalizar as incertezas relativas à volatilidade do preço de mercado obtidos no Day-Ahead Market, não afetando o despacho obtido nesses mesmos merca-dos [1] . Um destes mecanismos são contratos às diferenças, que pode ser visto como uma forma de estabilizar as remunerações a pagar pelas entidades consumidoras e a receber pelas entidades produtoras.

Ao estabelecer um contrato às diferenças, uma entidade produtora e uma entidade consumidora chegam a um acordo relativo a um preço-alvo, acordando também que nos intervalos de tempo em que o preço-alvo for superior ao preço de mercado, a entidade consumidora paga à entidade produtora a diferença entre o preço-alvo e o preço de mercado. Analogamente, nos intervalos de tempo em que o preço de mercado for superior ao preço-alvo, a entidade produtora paga à entidade consumidora a diferença entre ambos. Este mecanismo está ilustrado na Figura 3.4 [1].

Além destes, existem ainda os mercados de futuros e de opções, em que se pode reservar a utilização de um dado recurso a um determinado preço e horizonte temporal. Embora o funciona-mento de ambos seja idêntico, os contratos de futuros apresentam um maior risco que as opções porque implicam a utilização efetiva do recurso no fim do prazo estabelecido, enquanto que nos contratos de opções a utilização do recurso depende da vontade da entidade contratante[1].

3.3 Estrutura e Organização do MIBEL 23

Figura 3.4: Contratos bilaterais às diferenças [1] .

3.3

Estrutura e Organização do MIBEL

Tal como mencionado em 3.2, o funcionamento do MIBEL assenta num modelo misto, in-tegrando um mercado em pool simétrico e voluntário com componentes diárias e intradiárias, e a possibilidade de estabelecer contratos bilaterais, tanto físicos como financeiros. Também men-cionado anteriormente no ponto 3.1, este modelo é baseado na existência de um Operador de Mercado Ibérico (OMI), que se encontra dividido em dois pólos distintos, sendo estes dois pólos responsáveis pelos Mercados Organizados, podendo os consumidores enveredar pelos Mercados Não Organizados, dos quais faz parte o mercado de contratação bilateral.

Dentro dos mercados organizados, o mercado à vista é da responsabilidade do pólo espanhol do OMI, o OMIE, ficando o mercado de contratação a prazo sob a alçada do pólo português, o OMIP, obtendo-se então o esquema organizativo do MIBEL apresentado na Figura 3.5 .

Figura 3.5: Esquema organizativo do MIBEL [3] .