Avaliação do Impacto do Aumento da Produção em Regime Especial nos Preços do MIBEL

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Avaliação do Impacto do Aumento da Produção em Regime Especial nos Preços do MIBEL Tiago Manuel Martins Vieira VERSÃO FINAL Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Major Energia Orientador: Professor Doutor João Tomé Saraiva (FEUP) Co-orientador: Eng. José Carlos Sousa (EDP Produção) Co-orientador: Eng. Virgílio Mendes (EDP Produção) Julho de 2016 © Tiago Manuel Martins Vieira, 2016 iii Resumo O setor elétrico tem vindo a sofrer várias alterações nas últimas décadas, de entre as quias a criação de mercados regionais a nível Europeu, no qual se insere o Mercado Ibérico de Eletricidade constituído pela Portugal e Espanha. A adoção de novas políticas energéticas para aumentar a produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis ou endógenas originou o conceito de Produção em Regime Especial, composta pela cogeração, produção elétrica a partir da utilização de fontes de energia renováveis e por pequenos aproveitamentos hídricos até 10 MVA. Ao nível de Portugal, a Produção em Regime Especial em 2015 correspondeu a 38,49 % da produção total. Deste modo revela-se importante o estudo do impacto deste tipo de produção de energia elétrica no mercado. A Produção em Regime Especial é remunerada através de tarifas feed-in, ou seja, a preços fixados a nível governamental e tem prioridade no despacho, o que significa que ao entrar em mercado a preço nulo provoca uma diminuição do preço de mercado pago aos restantes agentes produtores. A presente dissertação tem como objetivo estudar o Impacto da Produção em Regime Especial nos preços do Mercado Ibérico de Eletricidade no ano de 2015, para tal foram analisados os preços horários e a influência da Produção em Regime Especial Eólica, Fotovoltaica, Térmica, de Portugal, do MIBEL e de Portugal adicionada da produção por fiosde-água. Palavras-chave: Produção em Regime Especial; Mercados de Eletricidade; Preços de Mercado; MIBEL; PRE. v Abstract The electricity sector has undergone several changes in recent decades, among which the creation of regional markets at the European level, which incorporates the Iberian Electricity Market encompassing Portugal and Spain. The adoption of new energy policies to increase the production of electricity from renewable or endogenous sources originated the concept of Special Regime Production, consisting of cogeneration, electricity production from renewable energy sources and small hydro up 10 MVA. In Portugal, the Special Regime Generation in 2015 accounted for 38.49% of the total production. This means, it is to be important to study the impact of this type of electricity production in the market. The Special Regime Generation is paid through feed-in tariffs, ie, at prices fixed at the government level and it also has priority in the dispatch, which means that when entering the market at zero price it causes a decrease in the market price paid to other generation agents. The present dissertation aims to study the Impact of Special Regime Generation in Electricity Iberian market prices in 2015, for such there have been analyzed hourly prices and the influence of Special Regime Generation Wind, Photovoltaic, Thermal, Portugal, MIBEL and Portugal added with run-of-river production. Keyword: Special Regime Generation; Iberian Electricity Market; Market Prices; MIBEL; PRE. vii Agradecimentos Gostaria de começar por agradecer ao Prof. Dr. João Tomé Saraiva pela sua disponibilidade, orientação, cooperação, conselhos transmitidos e apoio constante, tornando possível a realização deste trabalho. À EDP Produção, em particular aos Engenheiros Vergílio Medes e José Carlos Sousa pela disponibilidade, conselhos e apoio prestado no trabalho. Por último, um especial agradecimento aos meus pais, irmão, restantes familiares e amigos por todo o apoio ao longo do tempo. ix Índice Resumo ........................................................................................... iii Abstract ............................................................................................ v Agradecimentos ................................................................................ vii Índice .............................................................................................. ix Lista de figuras .................................................................................. xi Lista de tabelas ................................................................................ xv Abreviaturas e Símbolos .....................................................................xvii Capítulo 1 ........................................................................................ 1 Introdução .................................................................................................. 1 1.1 - Enquadramento ................................................................................. 1 1.2 - Objetivos ......................................................................................... 1 1.3 - Estrutura do documento ....................................................................... 2 Capítulo 2 ........................................................................................ 3 Mercados de Eletricidade ................................................................................ 3 2.1 - O Sistema Elétrico No Passado e Razões Para a Mudança ............................... 3 2.2 - Tipos de mercado e novos modelos .......................................................... 7 2.2.1 - O Modelo Desagregado .................................................................. 7 2.2.2 - O Modelo em Pool Simétrico ........................................................... 9 2.2.3 - O Modelo em Pool Assimétrico....................................................... 11 2.2.4 - Contratos Bilaterais.................................................................... 12 2.2.5 - Modelos Mistos .......................................................................... 14 2.2.6 - Serviços de Sistema .................................................................... 16 2.2.7 - Mercados Intradiários e Mercados de Reserva .................................... 17 2.3 - Exemplo de implementação ................................................................ 17 2.3.1 - Estrutura do NordPool ................................................................. 17 2.3.2 - Organização do NordPool ............................................................. 18 2.4 - Diretivas Europeias ........................................................................... 20 Capítulo 3 ....................................................................................... 23 Mercado Ibérico de Eletricidade ..................................................................... 23 Tabela 5.7 — Valores de PRE PRE Portugal + r.o.r, preço mercado, preço sem PRE PRE Portugal + r.o.r e variação de preço. .............................................................. 62 Tabela 5.8 — Preços médios horários para janeiro. ................................................... 63 Tabela 5.9 — Preços médios diários para janeiro. ..................................................... 64 Tabela 5.10 — Preços médios horários para fevereiro. ............................................... 66 Tabela 5.11 — Preços médios diários para fevereiro. ................................................. 67 Tabela 5.12 — Preços médios horários para março. ................................................... 69 Tabela 5.13 — Preços médios diários para março. ..................................................... 70 Tabela 5.14 — Preços médios horários para abril. ..................................................... 72 Tabela 5.15 — Preços médios diários para abril. ....................................................... 73 Tabela 5.16 — Preços médios horários para maio. ..................................................... 75 Tabela 5.17 — Preços médios diários para maio. ...................................................... 76 Tabela 5.18 — Preços médios horários para junho..................................................... 78 Tabela 5.19 — Preços médios diários para junho. ..................................................... 79 Tabela 5.20 — Preços médios horários para julho. .................................................... 81 Tabela 5.21 — Preços médios diários para maio. ...................................................... 82 Tabela 5.22 — Preços médios horários para agosto.................................................... 84 Tabela 5.23 — Preços médios diários para agosto. .................................................... 85 Tabela 5.24 — Preços médios horários para setembro. ............................................... 87 Tabela 5.25 — Preços médios diários para setembro. ................................................. 88 Tabela 5.26 — Preços médios horários para outubro. ................................................. 90 Tabela 5.27 — Preços médios diários para outubro. ................................................... 91 Tabela 5.28 — Preços médios horários para novembro. .............................................. 93 Tabela 5.29 — Preços médios diários para novembro. ................................................ 94 Tabela 5.30 — Preços médios horários para dezembro. .............................................. 96 Tabela 5.31 — Preços médios diários para dezembro. ................................................ 97 Tabela 5.32 — Valores médios mensais de preço e de variação de preço. ....................... 100 Tabela 5.33 — Valores de Produção em Regime Especial e de fios-de-água por mês. ......... 106 Tabela 5.34 — Valores de Produção em Regime Especial e de fios-de-água em % por mês. .. 107 xvii Abreviaturas e Símbolos Lista de abreviaturas e símbolos AT Alta Tensão BT Baixa Tensão C Comercialização CAE Contratos de Aquisição de Energia CB Contratos Bilaterais CESUR Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso CML Clientes Mercado Liberalizado CMR Clientes Mercado Regulado CNE Comisión Nacional de Energia CL Comercializador Liberalizado CUR Comercializador de Ultimo Recurso DGGE Direção Geral de Energia e Geologia EDP Energias de Portugal ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos IF Intermediação Financeira ISO Independent System Operator (Operador de Sistema) LOSEN Ley Orgánica del Sector Eléctrico Nacional MC Mercados Centralizados MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade MIE Mercado Interno de Eletricidade ML Mercado Liberalizado MLE Marco Legal y Estable MO Mercado Organizado MR Mercado Regulado MT Média Tensão Nordpool Nordic Power Exchange OMI Operador do Mercado Ibérico OMIE Operador do Mercado Ibérico - Polo Espanhol OMIP Operador do Mercado Ibérico - Polo Português PRE Produção em Regime Especial PRO Produção em Regime Ordinário P Produção RD Rede de distribuição REE Red Electrica de España REN Redes Energéticas Nacionais RND Rede Nacional de Distribuição RNT Rede Nacional de Transporte RT Rede de Transporte SA Serviços Auxiliares TSO Transmission System Operator (Operador de Transporte) Capítulo 1 Introdução 1.1 - Enquadramento A presente dissertação foi efetuada no âmbito da conclusão do Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores, com o apoio da EDP Produção. O tema desenvolvido neste trabalho é o estudo da Avaliação do Impacto do Aumento da Produção em Regime Especial nos Preços de Mercado. Este tema insere-se na especialização em Mercados Energéticos, com o estudo a recair sobre a análise do Mercado Ibérico de Eletricidade, em particular sobre a influência da Produção em Regime Especial nos preços de mercado. O investimento na produção de energia em regime especial, devido à subsidiação e a políticas governamentais, tem levado ao aumento deste tipo de produção na última década, tendo em 2014 a produção de energia em regime especial correspondido a 45% da satisfação do consumo. A produção de energia em regime especial tem uma influência relevante nos preços de mercado e nas tarifas, visto ter prioridade de entrada em mercado e sendo considerada a preço nulo, o que irá influenciar as restantes formas de produção e por conseguinte o preço final da energia elétrica no mercado diário do MIBEL. 1.2 - Objetivos O objetivo deste trabalho consistiu na avaliação do impacto da Produção em Regime Especial nos preços do Mercado Ibérico. Para tal foram calculados novos preços de mercado para o polo português sem a existência de fontes de PRE. Para esta análise foi desenvolvida uma aplicação computacional em Visual Basic em conjunto com o excel, a qual tem o propósito 2 Introdução de efetuar o cálculo do preço de mercado, sem a influência da PRE. Os dados relativos às curvas de compra e de venda foram retirados do site do Operador do Mercado Ibérico, Pólo Espanhol, e os dados da PRE para o pólo português, para as diversas tecnologias, foram fornecidos pela EDP Produção. Neste trabalho foi deste modo avaliado o impacto de diversos tipos de PRE nos preços do MIBEL. Com base nestes valores podem ser avaliadas as alterações que o aumento da PRE poderá vir a ter no funcionamento do mercado de eletricidade do MIBEL. 1.3 - Estrutura do documento Este documento está estruturado em seis capítulos que se referem em seguida: Capítulo 1 – Introdução, é apresentado o enquadramento, a motivação e os objetivos da realização da presente dissertação, bem como a estrutura do documento. Capítulo 2 – Mercados de Eletricidade, são apresentadas as razões para a evolução do sistema elétrico na Europa, com especial foco em Portugal. Neste capítulo são também expostos os conceitos teóricos de funcionamento de diversos tipos de mercado, com um exemplo de implementação. No final são brevemente referidas Diretivas Europeias importantes para a reestruturação do setor elétrico e a criação de mercados de eletricidade nos países integrantes da União Europeia. Capítulo 3 – Mercado Ibérico de Eletricidade, são apresentados aspetos gerais e a organização do setor elétrico em Portugal e em Espanha, bem como o percurso para a criação do Mercado Ibérico de Eletricidade e a respetiva organização. Na última secção é apresentada a evolução da Produção em Regime Especial no Sistema Elétrico Português e a sua influência no sistema elétrico português. Capítulo 4 – Metodologia Implementada, é descrita a metodologia utilizada para o estudo do impacto da Produção em Regime Especial no Mercado Ibérico de Eletricidade, bem como o modelo utilizado para a obtenção de resultados e sua posterior análise. Capítulo 5 – Resultados obtidos, são apresentados os resultados obtidos através da metodologia implementada no Capítulo anterior, bem como o estudo dos resultados, reflexão e análise. Capítulo 6 – Conclusão, é apresentada uma reflexão final sobre os resultados obtidos e sobre o tema em geral. Capítulo 2 Mercados de Eletricidade 2.1 - O Sistema Elétrico No Passado e Razões Para a Mudança O setor elétrico tem sido alvo de várias transformações, tanto ao nível de equipamentos, como ao nível da tecnologia e técnicas de exploração desde a sua origem no século XIX até à atualidade. No final do seculo XIX surgiram as primeiras redes elétricas com sistemas de energia isolados, inicialmente associados à indústria. Inicialmente os sistemas eram constituídos por redes com reduzida distribuição geográfica e de baixa potência, devido ao valor diminuto das cargas. A construção das primeiras centrais a carvão e o desenvolvimento de transmissão em AC, possibilitou o transporte a longas distâncias e permitiu a eletrificação de regiões e cidades inteiras na última década do século XIX [1]. A evolução dos sistemas elétricos ao nível da tecnologia e da distribuição, a par da construção de aproveitamentos hídricos, disponíveis a uma distância maior dos centros populacionais, provocou a necessidade de desenvolvimento de redes de transporte de energia elétrica, envolvendo distâncias e níveis de tensão cada vez mais elevados. O crescimento dos sistemas de energia foi progressivamente acompanhado pela interligação dos sistemas elétricos de modo a obter uma maior estabilidade e segurança de exploração [2]. Neste período, o setor elétrico encontrava-se estruturado segundo um modelo público ou privado, dependendo do país em questão, sendo que ambos os modelos apresentavam duas linhas condutoras de organização:  empresas estruturadas de um modo verticalmente integrado, ou seja, abrangiam todas as áreas desde a produção, transporte, distribuição e comercialização com os consumidores; 4 Mercados de Eletricidade  apesar de ocorrer a existência de diversas empresas atuando no mesmo país, havia a concessão por áreas, o que fazia com que não existisse competição empresarial [2]. Após a segunda guerra mundial, devido ao carácter estratégico do serviço de fornecimento de energia elétrica, existiu a tendência da criação de empresas verticalmente integradas, que asseguravam a produção, o transporte e muitas vezes também a distribuição. Estas empresas eram consideradas monopólios naturais e foram em muitos casos nacionalizadas [3]. A estrutura verticalmente integrada do setor energético referida encontra-se ilustrada na Figura 2.1. Figura 2.1 - Estrutura verticalmente integrada do setor energético [2]. No caso concreto de Portugal verificava-se, até 1975, a atribuição de concessões a entidades privadas. Com a criação da EDP nesse ano, o setor elétrico foi nacionalizado e integrado [2]. A estrutura verticalmente integrada que o sistema elétrico apresentava impossibilitava que os clientes escolhessem da entidade com a qual desejavam relacionar-se técnica e comercialmente. O preço final era obtido por processos de regulação tarifária pouco claros, visto não existir uma separação definida entre a entidade que regulava e a entidade que era regulada. Devido à fronteira mal definida entre o regulador e a entidade regulada, o setor elétrico representava o papel de amortecedor em períodos de crise económica, dado a sua influência na economia em termos de contribuição para o PIB [2]. A estabilidade económica verificada até aos anos 70, em que se assistira ao choque petrolífero, o crescimento anual de carga entre 7 a 10% e a facilidade de previsão de carga, facilitou o planeamento e a expansão dos sistemas elétricos, tendo-se assistido com frequência à construção sobredimensionada de equipamentos e à origem de economias de escala na O Sistema Elétrico No Passado e Razões Para a Mudança 5 produção e na transmissão de energia elétrica. Estas economias de escala tornaram-se num dos elementos causadores dos custos na transição para o ambiente de mercado [2]. No final da década de 70, o ambiente económico nos países industrializados modificou-se rapidamente, caracterizando-se por taxas de inflação e de juro elevadas, o que aumentou o grau de volatilidade do ambiente económico. Como consequência o consumo de energia elétrica começou a apresentar um comportamento mais errático. Para contrariar este comportamento foram desenvolvidas campanhas de intervenção e de sensibilização para a diversificação da produção e diminuição do consumo [2]. Na década de 80 assistiu-se ao início da reestruturação e da liberalização de diversos setores, em particular do setor energético, em vários países. Com a reestruturação do setor, surgiram novos agentes, conduzindo ao aumento da concorrência e à possibilidade de o cliente poder escolher o fornecedor dos serviços. O movimento no sentido da liberalização e reestruturação dos diversos setores económicos foi acompanhado a nível internacional. No entanto, no setor elétrico a estrutura manteve-se inalterada até ao final da década de 80, com a exceção da restruturação em 1979 no Chile. Apenas em 1990, se deu início por parte do governo britânico de Margareth Tatcher à restruturação do setor elétrico de Inglaterra e Gales, que depois sofreu um rápido e mais generalizado desenvolvimento. A intensificação deste processo deveu-se:  à implementação de nova legislação e políticas regulatórias, em que em alguns casos companhias verticalmente integradas foram separadas. Deste modo, passou a ser possível a alocação de custos a cada segmento, o desenvolvimento de competição em alguns segmentos e a existir uma maior transparência;  ao desenvolvimento tecnológico ao nível computacional e ao nível das telecomunicações, o que permitiu a automação, supervisão e controlo das redes elétricas em tempo real. Os avanços tecnológicos associados ao setor energético foram fulcrais para a implementação de mecanismos de mercado, tendo em conta a necessidade de diversas entidades terem acesso à informação em tempo real. A possibilidade de acompanhamento do sistema elétrico em tempo real permitiu também um aumento da segurança e da fiabilidade de operação e exploração;  os avanços tecnológicos relativos à construção de centrais a ciclo combinado e à sua extração associados ao gás natural passar a estar disponível em quantidades significativas e a preços atrativos, provocaram uma diminuição da necessidade de realizar economias de escala, bem como das necessidades de investimentos intensivos no segmento da produção;  com o crescimento da consciencialização ambiental nos países mais desenvolvidos, houve uma maior pressão para se reduzir a utilização de centrais nucleares e adoção de programas de encerramento deste tipo de centrais. Esta consciencialização permitiu 6 Mercados de Eletricidade o desenvolvimento de novas soluções, incluindo o aproveitamento de energias renováveis;  outro fator que auxiliou a restruturação foi o facto do setor energético fornecer um serviço básico, o que se revela atrativo para os investidores [2]. O processo de reestruturação em Portugal iniciou-se em 1991, tendo ocorrido a reestruturação em 1995 através da desverticalização, unbundling em inglês, da EDP após a mudança de estatuto da empresa de propriedade do estado para uma sociedade anónima de capital aberto. A EDP foi separada em subsidiárias sob o controlo de uma sociedade gestora [4]. As subsidiárias são, entre outras, a EDP Produção responsável pelo ramo de produção de energia e a EDP Distribuição responsável pela gestão da rede de distribuição em Portugal. No seguimento da cisão da EDP, foi criada no mesmo ano a REN, entidade responsável pela gestão da rede nacional de transporte (RNT). A Figura 2.2 ilustra a cronologia da evolução da EDP ao longo do processo de reestruturação. Figura 2.2 - Evolução cronológica do setor de eletricidade em Portugal [4]. A Comissão Europeia, no contexto da criação do mercado único europeu e com o intuito de dinamizar o processo de liberalização do setor elétrico, publicou a Diretiva 96/92/CE, de 19 de Dezembro de 1996, que estabeleceria as regras comuns com vista à criação do Mercado Interno de Eletricidade. A título de exemplo, algumas das indicações incluídas nesta diretiva foram as seguintes:  deveria existir uma figura de operador responsável pela rede de transporte que possuía funções de exploração, manutenção e expansão da rede e das interligações com outras redes, sendo esta entidade independente das atividades de produção e de distribuição; Tipos de mercado e novos modelos 7  a nível da distribuição, também seria mandatória a criação de um operador, desempenhando funções semelhantes ao operador da rede de transporte, com as devidas adaptações;  as empresas integradas, deveriam ter na sua contabilidade interna contas separadas para as atividades de produção, distribuição e comercialização, de modo a evitar subsidiação cruzada [3]. Em 2001 foi elaborado um protocolo para a criação do Mercado Ibérico de Eletricidade, sendo que só em 2007 ocorreu o arranque efetivo de mercado diário comum entre Portugal e Espanha [5]. A reestruturação do setor elétrico através da sua estrutura desverticalizada permitiu uma maior competição devido a criação de novas empresas, o que beneficia os consumidores, visto os agentes tentarem melhorar os seus serviços de forma a terem uma vantagem comercial. 2.2 - Tipos de mercado e novos modelos 2.2.1 - O Modelo Desagregado A desverticalização das empresas como resultado da reestruturação do setor elétrico originou uma estrutura desagregada com diversos agentes, como é visível na Figura 2.3. Figura 2.3 - Modelo desagregado do setor elétrico [2]. Neste modelo observa-se a existência de atividades fortemente competitivas nas extremidades, mais concretamente a produção (P), intermediação financeira (IF) e comercialização (C). A atividade de rede de distribuição (RD) é gerida em regime de monopólio regulado. A zona central caracteriza-se pelas atividades, tradicionalmente englobadas no 14 Mercados de Eletricidade Figura 2.7 - Representação gráfica de um contrato as diferenças [2]. Os contratos de futuros permitem às entidades contratantes reservar a utilização de um determinado recurso, neste caso energia elétrica, a um preço definido para um intervalo temporal. Os contratos de opções conferem o direito de comprar ou vender um recurso numa data futura, sendo que estes contratos não implicam a utilização efetiva do recurso ao fim do prazo estabelecido. Ao contrário, no caso dos contratos de futuros, esta utilização é obrigatória [3]. Nos contratos de opções o preço é constituído por duas parcelas: 1. o pagamento da disponibilidade; 2. o pagamento no caso de a energia ser efetivamente fornecida [3]. 2.2.5 - Modelos Mistos Na generalidade dos países onde ocorreu ou está a ocorrer a reestruturação do setor elétrico tem sido utilizado um modelo misto, com o funcionamento simultâneo de um mercado Pool e com a possibilidade de se estabelecerem contratos bilaterais. Devido à segunda alternativa referida, relacionamento entre as entidades produtoras e consumidoras, o Pool é um mecanismo voluntário [2]. No NordPool apesar da existência de um mercado centralizado, cerca de 80% do fornecimento de energia elétrica é efetuada através de contratos bilaterais. Os preços obtidos em mercado constituem, no entanto, indicações para os preços contratuais entre as entidades produtoras e consumidoras nos contratos bilaterais. A Figura 2.8 representa a estrutura do modelo misto de operação do sector elétrico [2]. Tipos de mercado e novos modelos 15 Figura 2.8 - Estrutura do modelo misto de exploração do sector elétrico [2]. A organização deste tipo de modelo é em tudo semelhante ao mercado em Pool, com as respetivas alterações para englobar também os contratos bilaterais físicos. A organização do modelo misto é a seguinte:  as entidades produtoras, comercializadores e consumidores elegíveis submetem as suas propostas de compra/venda ao Operador de Mercado;  as entidades contratantes submetem a informação técnica relativa aos contratos ao Operador de Sistema;  o Operador de Sistema recebe também a informação relativa ao despacho econ6mico resultante do mercado centralizado realizado pelo Operador de Mercado;  o Operador de Sistema realiza estudos de viabilidade técnica e avalia a existência de congestionamentos tendo em atenção a capacidade de transmissão da rede;  se houver congestionamento, o Operador de Sistema informa os intervenientes, podendo ativar mercados de ajustes através do recebimento de propostas de incrementos ou decrementos de potência com o objetivo de viabilizar o despacho [2]. No caso de integração de mercados, como por exemplo no MIBEL e no NordPool, a ocorrência de congestionamento pode ser resolvida utilizando, por exemplo, o market splitting. 16 Mercados de Eletricidade 2.2.6 - Serviços de Sistema Os serviços de sistema garantem o correto funcionamento do sistema elétrico de energia, conferindo uma exploração segura e fiável, sendo estes serviços:  Controlo de Frequência e Reservas – tem como objetivo manter o equilíbrio entre a geração e o consumo. No caso Europeu a entidade responsável pela monitorização da frequência da rede elétrica europeia é a European Network of Transmission System Operators of Electricity (ENTSO-E), constituída por várias áreas de controlo. O controlo de frequência pode ser efetuado utilizando reservas denominadas de primária, secundária e terciária. o Reserva primária – está associada à resposta automática local das unidades produtoras a variações rápidas de carga. A ENTSO-E definiu um valor de 3000 MW, para o incidente de referência sendo esta potência alocada às diversas áreas de controlo, correspondendo cerca de 53 MW a Portugal; o Reserva secundária – correspondendo ao controlo zonal de frequência e de intercâmbios de potência entre áreas ativado por telerregulação. Em Portugal este serviço é remunerado e contratado em regime de mercado; o Reserva terciária – o valor mínimo em cada período de programação é estabelecido pelo Operador do Sistema, tomando como referência a perda máxima de produção provocada de forma direta pela falha simples dum elemento do sistema elétrico, aumentada em 2% do consumo previsto em cada período de programação. Em Portugal este serviço é remunerado e contratado em regime de mercado;  Controlo de Tensão e Potência Reativa – este serviço encontra-se dividido em controlo local e controlo global. No controlo local os Reguladores Automáticos de Tensão dos Geradores ajustam a tensão para os valores estabelecidos. No controlo global o Operador do Sistema controla os valores de tensão através da regulação das tomadas de transformadores e de bancos de condensadores;  Black Start – corresponde à capacidade de reiniciar a produção sem a utilização de energia da rede de transmissão. No caso de uma falha geral, os geradores com esta capacidade são colocados em funcionamento para reiniciar o sistema fornecendo energia aos geradores que necessitam de energia para iniciar o seu funcionamento [5] [6] [7] [8]. Exemplo de implementação 17 2.2.7 - Mercados Intradiários e Mercados de Reserva O resultado do mercado em Pool e dos contratos bilaterais pode levar a situações de congestionamento e os intervalos de tempo de contratação de uma ou meia hora revelam-se longos tendo em consideração a dinâmica dos sistemas elétricos de energia. Assim o mercado intradiário integra o mercado de energia elétrica, com o objetivo de ajustar as ofertas de compra e venda e aliviar congestionamentos, através de ofertas de venda e compra de energia elétrica [5] [9]. Como referido, alguns serviços auxiliares não são obrigatórios. No entanto, em Portugal existem mecanismos de mercado para a contratação de reservas secundárias e terciárias, originando os mercados de reservas que são ativados pelo Operador de Sistema [5]. 2.3 - Exemplo de implementação A título de exemplo do referido ao longo da Secção 2.2 do Capítulo 2, apresenta-se de seguida o processo de criação e desenvolvimento do mercado nórdico NordPool. 2.3.1 - Estrutura do NordPool A primeira integração de mercados surgiu com a criação do mercado nórdico. A integração do mercado nórdico resultou da reestruturação do mercado energético norueguês em 1991 e do mercado energético sueco no ano seguinte, com a criação em 1996 de um mercado comum aos dois países, o NordPool. Em 1998 a Finlândia juntou-se ao NordPool, a Dinamarca em 2000 e em seguida o NordPool Spot foi aberto à Estónia, Lituânia e Letónia em 2010, 2012 e 2013, respetivamente [11]. O NordPool encontra-se atualmente dividido por zonas, às quais podem estar associados diferentes preços, no caso de serem atingidos os limites de interligação:  Noruega – 5 zonas;  Suécia – 4 zonas;  Dinamarca – 2 zonas;  Finlândia – 1 zona;  Estónia – 1 zona;  Lituânia – 1 zona;  Letónia – 1 zona. Na Figura 2.9 identificam-se as zonas integrantes da estrutura do NordPool. 18 Mercados de Eletricidade Figura 2.9 - Estrutura do NordPool [10]. A repartição do capital da empresa que gere o NordPool, pode ser observada na Figura 2.10, estando a regulação do mercado sob a responsabilidade da Norwegian Water Resouserces and Energy Directorie (NVE), visto que a empresa que gere este mercado tem sede na Noruega [11]. Figura 2.10 - Distribuição (em percentagem) do capital da empresa gestora do NordPool [11]. 2.3.2 - Organização do NordPool O NordPool encontra-se organizado em diferentes mecanismos ou marketplaces, como o Elspot, o Eltermin e o Elbas. O Elspot é o mercado diário em que energia elétrica é negociada através de ofertas que compreendem o preço e a quantidade. O preço resulta da interseção da curva de procura e oferta do mercado. O Eltermin é o mercado em que se efetuam os contratos financeiros de futuros e o Elbas é o mercado intradiário onde são promovidas as trocas contínuas de energia elétrica, operando 24 horas por dia e administrando a capacidade de energia elétrica negociada entre as diferentes áreas [11]. Na Figura 2.11 observa-se um preço marginal único para todo o mercado nórdico. O Reino Unido apresenta um preço superior, devido a ser um mercado isolado com perspetivas de interligações à Noruega. Exemplo de implementação 19 Figura 2.11 - Preço marginal da hora 5 do dia 16 de Março de 2016 [12]. A capacidade de interligação entre os diversos países constituintes de um determinado mercado é um dos principais fatores que influenciam a existência ou não de um preço marginal único. Este fator, bem como a separação dos mercados, market splitting, é abordado com mais detalhe no Capítulo 3, na Secção 3.3.4.1, relativa ao Mercado Ibérico. Em todo o caso, a Figura 2.12 ilustra uma hora em ocorreram preços diferentes no Nordpool. 20 Mercados de Eletricidade Figura 2.12 - Preço marginal da hora 18 do dia 16 de Março de 2016 [12]. 2.4 - Diretivas Europeias A reestruturação do setor elétrico e a criação de mercados de eletricidade nos países integrantes da União Europeia tiveram como origem modelos propostos através da promulgação de algumas Diretivas Europeias. De realçar a importância da Diretiva 96/92/CE de 19 de dezembro de 1996 e da Diretiva 2003/54/CE, de 26 de junho de 2003. A Diretiva 96/92/CE de 19 de dezembro de 1996 foi fulcral para o processo de liberalização na Europa com vista à construção de um Mercado Interno de Eletricidade (MIE). Nesta diretiva foram estabelecidos princípios gerais relativos às atividades de produção, transporte e distribuição de eletricidade, bem como à organização do setor elétrico. Relativamente ao transporte, definiu-se que deveria ser independente das restantes atividades, regulado com maior transparência através de tarifas publicadas. A Diretiva 2003/54/CE do Parlamento e do Conselho Europeu, de 26 de junho de 2003, que revogou a Diretiva no 96/92/CE, de 19 de dezembro, veio aprofundar as medidas da diretiva anterior referentes ao processo de liberalização e estabelecer as regras comuns para o mercado Diretivas Europeias 21 interno de eletricidade. Esta diretiva definiu que, á semelhança do transporte, a distribuição deveria ter um operador com funções semelhantes ao operador da rede de transporte, com a separação contabilística (unbundling) nas empresas verticalmente integradas de modo a evitar subsidiação cruzada. 22 Mercados de Eletricidade 23 Capítulo 3 Mercado Ibérico de Eletricidade 3.1 - Setor Elétrico em Portugal 3.1.1 - Aspetos gerais O sector elétrico em Portugal encontrava-se fragmentado em diversas empresas concessionárias até ao ano de 1975. Nesse ano ocorreu a nacionalização das empresas existentes, resultando na formação na Eletricidade de Portugal, EDP. Na década de 1990, a EDP foi transformada numa empresa de capitais públicos, EDP, SA, uma das muitas transformações que continuaram a ocorrer posteriormente [2]. Em 1988, com a aprovação do Decreto-Lei 189/88, de 27 de maio, foi consagrada a possibilidade de serem realizados investimentos em pequenos aproveitamentos hídricos, parques eólicos e centrais de cogeração, sendo a energia produzida injetada nas redes de distribuição paga por tarifas muito atrativas ao investimento, dando origem ao conceito de Produção em Regime Especial (PRE) [2]. Com o pacote legislativo de 1995, que recaía sobre a organização do sector elétrico e com a aplicação dos princípios da Diretiva 96/92/CE, de 19 de dezembro, que estabelecia as regras comuns para a criação do Mercado Interno de Eletricidade, iniciou-se a liberalização do setor elétrico em Portugal, com a desverticalização da EDP e pela afirmação do princípio de liberdade de acesso às atividades de produção e de comercialização de energia elétrica. Conjuntamente, foi criada uma entidade administrativa independente, a ERSE, para a regulação do sector elétrico [5]. Decorridos oito anos após a aprovação dos Decretos-Lei nº 182/95 a 185/95, de 27 de julho, foi amplamente reconhecido que para o aprofundamento do processo da liberalização do setor elétrico, essas bases e princípios deviam continuar a evoluir no sentido de adequar a estrutura do Sistema Elétrico Nacional (SEN) e a sua forma de funcionamento a um regime de mercado 30 Mercado Ibérico de Eletricidade As empresas que prestam o serviço de distribuição de eletricidade no mercado espanhol são as seguintes: Endesa, Iberdrola, Union Fenosa, HC Energia e Viesgo. Cada empresa recebe uma remuneração pela prestação do serviço de distribuição, definida numa base anual através da Lei 24/2013 [26]. A atividade de comercialização é realizada em regime livre e engloba todos os agentes que, tendo acesso à rede de distribuição, realizam a venda de energia elétrica aos consumidores. Os comercializadores liberalizados são livres de definir os preços praticados aos seus clientes. O preço praticado pelos comercializadores é composto por:  preço de energia em mercado;  tarifas dos segmentos regulados (transmissão e distribuição);  margem de comercialização [24] [25]. Figura 3.3 - Organização do Sistema Elétrico Espanhol [27]. Os produtores de eletricidade e os comercializadores liberalizados ou clientes elegíveis podem também estabelecer contratos bilaterais sem participarem no mercado grossista. A partir de 1 de julho de 2009, os comercializadores de último recurso, nomeados pelo governo Espanhol, fornecem eletricidade aos clientes de último recurso [25]. MIBEL - Mercado Ibérico de Eletricidade 31 3.3 - MIBEL - Mercado Ibérico de Eletricidade 3.3.1 - Percurso para o MIBEL A criação do MIBEL resultou de uma iniciativa dos governos de Portugal e de Espanha para a cooperação na matéria de energia elétrica. Em 29 de junho de 1998 foi assinado um Memorando de Acordo entre o Ministério da Economia da República de Portugal e o Ministério da Indústria e Energia do Reino de Espanha, que visava identificar e avaliar a eliminação progressiva de obstáculos para a criação do Mercado Ibérico de Eletricidade [28]. Em 14 de novembro de 2001, foi assinado o Protocolo de Colaboração entre as Administrações de Portugal e de Espanha para a criação do Mercado Ibérico de Eletricidade. Neste protocolo, estabeleceram-se pontos importantes para a criação do MIBEL, de entre os quias se salienta:  estabelecimento das etapas e procedimentos para a convergência dos sistemas elétricos de Portugal e Espanha;  as administrações dos dois países comprometeram-se a coordenar posições com vista a promover o desenvolvimento das redes trans-europeias de energia;  o reforço da capacidade de interligação de várias linhas;  a coordenação do planeamento e expansão das redes de transporte, através do intercâmbio regular de informação;  a identificação das barreiras legislativas e plano para a remoção desses obstáculos;  o acesso ao mercado de todos os participantes em condições de igualdade, transparência e objetividade;  a colaboração entre os Operadores de Sistema Ibéricos, REN e REE [28] [29]. Em 2002, foi apresentada uma proposta conjunta pelos dois reguladores do setor elétrico, CNE e ERSE em resposta ao requisitado pelos Governos de Portugal e Espanha no documento redigido no ano anterior e culminando no Modelo de Organização do Mercado Ibérico de Eletricidade. Neste documento definiu-se que a contratação de energia poderia processar-se através do mercado diário, dos mercados intradiários ou através de contratação bilateral física. Estas modalidades de contratação são geridas pelo OMI. Previa uma tarifa de garantia de potência a ser aplicada à aquisição de energia, independentemente do modo de contratação. Dado que existia uma capacidade interligação limitada, estava prevista a utilização de mecanismos de market splitting [28] [30]. Em outubro de 2004, em Santiago de Compostela, foi assinado um Acordo entre os dois países com o objetivo da criação e desenvolvimento de um mercado de eletricidade, denominado de “Mercado Ibérico da Energia Eléctrica”. Relativamente à operação do mercado o acordo referia: 32 Mercado Ibérico de Eletricidade  a criação de um Operador do Mercado Ibérico (OMI), com as funções anteriormente assumidas pelo OMIP e OMIE;  o OMIP, Operador de Mercado Ibérico em pólo português, atuaria como a entidade gestora do mercado a prazo;  o OMIE, Operador de Mercado Ibérico em pólo espanhol, atuaria como entidade gestora do mercado diário [28] [31]. O Artigo 5º deste Acordo referia que cada Operador do Sistema é responsável pela gestão técnica do sistema e pela garantia da continuidade e da segurança do fornecimento de energia elétrica, através da gestão dos serviços de sistema. Os Operadores de Sistema não podem efetuar operações de comercialização de energia elétrica e no prazo de um ano após a entrada em funcionamento do MIBEL, a REN e a REE teriam de fazer uma proposta aos respetivos governos para implementar uma solução definitiva para os contratos históricos de energia de que sejam titulares (CAE) [31]. O Artigo 11º consagrava a criação de um Conselho de Reguladores, integrando representantes da Entidade Reguladora Serviços Energéticos (ERSE), da Comisión Nacional de Energía (CNE), da Comissão do Mercado de Valores Mobiliários (CMVM) e da Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) [31]. No sentido de efetivar a criação do MIBEL e em concordância com o Acordo de Santiago de Compostela, os Governos de Portugal e Espanha decidiram criar um Plano de Compatibilização Regulatória que assentava nas seguintes áreas:  definição dos princípios gerais de organização e gestão do OMI a implementar até outubro de 2007;  reforço da articulação entre os Operadores de Sistema;  definição de regras comuns para aumentar a concorrência no MIBEL;  incentivo à liberalização e definição de plano de convergência tarifária;  implementação de um mecanismo de gestão das interligações baseado em market splitting e leilões explícitos que otimizem a utilização das interligações e a concorrência no contexto ibérico;  harmonização dos mecanismos de garantia de potência tendo em consideração as especificidades de cada sistema a implementar até julho de 2007 [32]. O arranque efetivo do Mercado Ibérico de Eletricidade, em termos de mercado a prazo teve lugar em julho de 2006 e em termos de mercado diário teve lugar em julho de 2007. MIBEL - Mercado Ibérico de Eletricidade 33 3.3.2 - Organização e Estrutura do MIBEL Os principais objetivos do MIBEL são os seguintes:  beneficiar os consumidores de eletricidade de Portugal e Espanha, através da integração dos respetivos sistemas elétricos;  estruturar o funcionamento do mercado com base nos princípios da transparência, livre concorrência, objetividade, liquidez, auto-financiamento e auto-organização;  favorecer o desenvolvimento do mercado de eletricidade em ambos os países, através de uma metodologia única e integrada, para toda a Península Ibérica, de definição dos 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 sector elétrico, promovendo a livre concorrência entre as mesmas [33]. O mercado grossista de eletricidade no enquadramento do MIBEL compreende atualmente o seguinte conjunto de modalidades de contratação:  mercado de contratação a prazo, em que se estabelecem compromissos de produção e compra de eletricidade, gerido pelo OMIP;  mercado de contratação à vista, composto por uma componente de contratação diária e uma componente intradiária, gerido pelo OMEL;  mercados de serviços de sistema, em que se efetua o ajustamento de equilíbrio da produção e do consumo de eletricidade garantindo o seu equilíbrio. Estes mercados são geridos por cada Operador de Sistema;  mercado de contratação bilateral, em que se efetuam contratos de compra e venda de eletricidade entre os agentes para os diversos horizontes temporais [34]. O funcionamento do MIBEL baseia-se num modelo misto, visto existirem dois mecanismos de interação entre a produção e o consumo. Deste modo, o MIBEL é constituído por um mercado em Pool simétrico voluntário, bem como pela possibilidade de estabelecimento de contratos bilaterais físicos e financeiros. 34 Mercado Ibérico de Eletricidade Figura 3.4 - Esquema organizativo do operador do MIBEL [35]. Como referido anteriormente, em 2002 foi consagrada a criação do Operador do Mercado Ibérico (OMI), composto por dois pólos: um pólo responsável pelo mercado à vista, a partir do operador já existente em Madrid (OMEL), e um pólo em Portugal, orientado para o mercado a prazo (OMIP). A estrutura deste mercado está ilustrada na Figura 3.4. 3.3.3 - OMIP O OMIP - Operador de Mercado Ibérico Pólo Português - foi criado com o intuito de contribuir para a eliminação do risco de contraparte, próprio das operações a prazo, e para ultrapassar as limitações que existem nos negócios bilaterais. Possui também, com autonomia social, uma câmara de compensação, a OMIClear, que funciona como contraparte central e é responsável pela gestão das garantias e liquidações [35]. O OMIP disponibiliza os seguintes instrumentos de negociação:  contratos de Futuros – contrato em que o comprador se compromete a adquirir eletricidade no período definido de entrega e o vendedor se compromete a disponibilizar essa mesma energia ao preço determinado no momento da transação. Estes contratos têm liquidações diárias (margens) entre o preço de transação e a cotação de mercado (a futuro) de cada dia. Os agentes não se relacionam diretamente MIBEL - Mercado Ibérico de Eletricidade 35 entre si, cabendo à câmara de compensação a responsabilidade pela liquidação das margens diárias e do contrato na data ou período de entrega;  contratos Forward - contrato padronizado (volume nominal e notação de preço) de compra ou venda de energia para um determinado horizonte temporal, em que o comprador se compromete a adquirir eletricidade no período de entrega e o vendedor se compromete a colocar essa mesma eletricidade, a um preço determinado no momento da transação. Este contrato não tem liquidações diárias das margens durante o período de negociação, sendo a margem liquidada integralmente no dia de entrega física ou financeira. Os agentes compradores e vendedores não se relacionam diretamente entre si, cabendo à OMIClear a responsabilidade pela liquidação das margens diárias e do contrato na data ou período de entrega;  Contratos SWAP – contrato padronizado, em que se troca uma posição em preço variável por uma posição de preço fixo, ou vice-versa, dependendo do sentido da troca. Este tipo de contratos destina-se a gerir ou tomar risco financeiro, não existindo, por isso, entrega do produto subjacente mas apenas a liquidação das margens correspondentes [36]. No OMIP, os produtos mais transacionados e, por isso, mais comuns são os contratos de Futuros. 3.3.4 - OMIE O OMIE - Operador de Mercado Ibérico Pólo Espanhol – é responsável pela gestão económica do mercado diário e do mercado intradiário, cujas funções se encontram detalhadas nas secções 3.3.4.1 e 3.3.4.2. 3.3.4.1 - Mercado diário O mercado diário é uma plataforma integrante do OMIE em que se transaciona eletricidade para entrega no dia seguinte ao da negociação. Através da ordenação de propostas de compra e de venda é formado o preço para cada uma das 24 horas do dia seguinte. Este procedimento é repetido todos os dias com vista à obtenção do preço de mercado para cada hora do dia seguinte [37]. O mercado diário tem um funcionamento em modelo de Pool simétrico, Day Ahead Market, voluntário e não obrigatório. A obtenção do preço de mercado foi descrita no Capítulo 2, Secção 2.2.2. O funcionamento do mercado implica que os agentes vendedores e compradores de Portugal e Espanha recebam e paguem o mesmo preço, respetivamente, o que se designa de preço marginal único [37]. 36 Mercado Ibérico de Eletricidade Como o mercado diário compreende simultaneamente Portugal e Espanha, torna-se necessário prever o valor da capacidade de interligação comercialmente disponível em cada período de transação [37]. A existência de interligações é condição necessária para a integração dos mercados, mas não é condição suficiente para o seu adequado funcionamento. Para tal, é necessário que a interligação tenha capacidade tal que permita obter um preço único. A Figura 3.5 representa a evolução prevista da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha. Nos últimos anos têm sido realizados investimentos nas capacidades de interligação, com o aumento da capacidade das linhas existente e construção de novas linhas. Figura 3.5 - Evolução da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha [40]. Tendo em conta o despacho obtido pelo Operador de Mercado e a contratação bilateral, os Operadores de Sistema obtêm os trânsitos de potência nas linhas de interligação. Se não existir congestionamento, o preço é igual para todo o mercado Ibérico, preço marginal único. Caso a capacidade de interligação não comporte os fluxos de energia transfronteiriços que o cruzamento de ofertas em mercado e contratos bilaterais determinam, as regras atuais de mercado especificam que se separe o mercado em duas zonas, uma correspondente a Portugal e outra correspondente a Espanha e que se encontrem preços para cada uma das áreas. No caso de serem atingidos os limites das interligações ocorre a separação do mercado, sendo os preços obtidos através de market splitting [37]. A Figura 3.6 ilustra o mecanismo de market splitting aplicado no Mercado Ibérico. MIBEL - Mercado Ibérico de Eletricidade 37 Figura 3.6 - Esquema ilustrativo do mecanismo de market splitting [37]. Quando os preços para cada uma das áreas de mercado não são iguais diz-se que existe um spread de preços entre elas. As razões para que ocorra separação de mercados estão associados à organização estrutural da produção em cada uma das áreas, à insuficiência das capacidades de interligação ou ao comportamento dos agentes de mercado [37]. As ofertas de venda apresentadas ao Operador de Mercado podem ser simples ou integrar condições de complexidade. As propostas simples são ofertas de venda apresentadas para uma hora específica, em que os vendedores indicam o preço/quantidade para a unidade de produção da qual sejam titulares [38]. As ofertas complexas de venda são aquelas que, cumprindo com os requisitos exigidos para as ofertas simples, integram também alguma das condições técnicas ou económicas seguintes: 38 Mercado Ibérico de Eletricidade  condição de indivisibilidade - permite fixar, para cada hora, um valor mínimo de funcionamento;  graduação de carga – permite estabelecer a diferença máxima entre a energia no início e no final de uma hora para uma unidade produção, o que limita a variação de energia em função do resultado da hora anterior e da seguinte, de modo evitar mudanças bruscas nas unidades de produção que tecnicamente não são possíveis de ocorrer;  remuneração mínima - permite a realização de ofertas para todas as horas dos dias seguintes, tendo em atenção que se unidade de produção não obtiver uma remuneração superior a uma quantidade fixa, estabelecida em euros, acrescida de uma remuneração variável estabelecida em euro por MWh, a unidade de produção não participa no mercado;  paragem programada - permite que, caso a unidade de produção tenha sido retirada por não cumprir a condição de remuneração mínima, realize uma paragem programada num tempo máximo de 3h. Evita-se assim a paragem desde o programa na última hora do dia anterior até à primeira hora do dia seguinte, mediante a aceitação do primeiro lanço para as três primeiras horas da sua oferta como ofertas simples, com a única condição de que a energia oferecida seja decrescente no primeiro lanço de cada hora [38]. Na Figura 3.7 são apresentadas as curvas de venda e de compra agregadas para a hora 7 do dia 18 de março de 2016. O cruzamento da curva das ofertas de venda com a curva da procura origina o preço de mercado. O preço de mercado resulta do cruzamento das curvas de compra (azul-claro) e da curva de venda (laranja). A consideração das condições de complexidade presentes em diversas ofertas de venda origina a passagem da curva de venda a laranja para a curva a vermelho. Figura 3.7 - Resultado do mercado diário para a hora 7 do dia 18 de Março de 2016 [39]. MIBEL - Mercado Ibérico de Eletricidade 39 3.3.4.2 - Mercado intradiário O mercado intradiário tem o objetivo de proceder a ajustes sobre o programa diário viável definitivo, mediante a apresentação de ofertas de venda e de aquisição de energia elétrica por parte dos agentes do mercado. Este mercado encontra-se atualmente estruturado em 6 sessões com o horário indicado na Figura 3.8. O número de sessões poderá aumentar no futuro. Figura 3.8 - Horário de operação das sessões do mercado intradiário [41]. Poderão apresentar ofertas de venda ou de aquisição de energia elétrica no mercado intradiário os agentes habilitados para apresentar ofertas de venda de energia elétrica no mercado diário e os agentes que tiverem participado na sessão do mercado diário correspondente sobre o qual é aberta a sessão de mercado intradiário, ou executado contratos bilaterais físicos [41]. Homologamente ao que ocorre no mercado diário, também no mercado intradiário as ofertas de venda e de aquisição podem ser simples ou integrar condições de complexidade. As condições de complexidade são as seguintes:  graduação de carga;  pagamentos máximos;  aceitação completa no resultado do primeiro lanço da oferta de compra;  aceitação completa em cada hora no resultado do primeiro lanço da oferta de compra;  condição de número mínimo de horas consecutivas de aceitação parcial ou completa do primeiro lanço da oferta de compra;  energia máxima [41]. 46 Mercado Ibérico de Eletricidade 47 Capítulo 4 Metodologia Implementada 4.1 - Descrição da Metodologia Implementada No presente capítulo será explicado o método de trabalho utilizado no tratamento de dados e na obtenção de resultados, com um caso exemplificativo. O preço marginal e a quantidade de energia comercializada são obtidos pela interseção das curvas de venda e compra, como detalhado no Capítulo 2, Secção 2.2.2, pela Figura 2.4. Após recolhidos os dados da PRE, este valor é retirado na curva de vendas, reduzindo deste modo a amplitude do segmento a preço zero, o que provoca uma deslocação da curva para a esquerda. Posteriormente são obtidos o novo valor de preço marginal e o novo valor de quantidade de energia. A Avaliação do Impacto da Produção em Regime Especial nos Preços do Mercado Ibérico foi realizada através da obtenção de novos valores de preço marginal, sendo retirado à curva de venda o segmento correspondente à PRE. Para tal, foi necessário obter as propostas de mercado que se encontram disponíveis no site do Operador de Mercado Ibérico Espanhol (OMIE) em http://www.omie.es/aplicaciones/datosftp/datosftp.jsp?path=/curva_pbc_uof/. Os ficheiros disponibilizados encontram-se separados por dia, ou seja, cada ficheiro corresponde a um dia do ano. Dentro de cada ficheiro, é identificado o dia correspondente, com informação de quantidade de energia e de preço das propostas de venda e de compra relativa a cada dia. Encontram-se identificado para cada dia as propostas de venda e de compra casadas, ou seja, que foram aceites em mercado e as propostas de venda e de compra ofertadas, que englobam também as propostas que não entraram em mercado. Para cada hora é referido se existiu a ocorrência de market splitting, sendo que nestes casos são apresentadas as propostas separadas de Portugal e de Espanha. A Figura 4.1 representa o ficheiro relativo ao dia 1 de janeiro de 2015, na qual é possível observar alguns valores para a hora 1. A coluna “País” indica se os valores dizem respeito ao MIBEL, ou só a Portugal ou Espanha, a coluna “Tipo de oferta” identifica se é uma oferta de venda (V) ou de compra (C), a coluna “Energia Compra/Venda” corresponde aos valores de 48 Metodologia Implementada energia propostos por cada unidade, a coluna “Precio Compra/Venda” indica o preço proposto por cada unidade e a coluna “Ofertada/Comprada” indica se a proposta foi aceite em mercado. Figura 4.1 - Excerto do ficheiro relativo à hora 1 do dia 1 de janeiro de 2015. Os valores relativos à PRE em Portugal por tecnologia, foram fornecidos pelos Eng. José Sousa e Eng. Virgílio Mendes da EDP - Gestão da Produção de Energia, S.A. Numa reunião com estes colaboradores da EDP - Gestão da Produção de Energia, S.A, foi sugerido o estudo do impacto dos fios-de-água adicionada à PRE Total de Portugal. Na Figura 4.2 encontram-se um excerto dos dados fornecidos pela EDP Produção em que a produção está separada por tipos de tecnologias. Descrição da Metodologia Implementada 49 Figura 4.2 - Excerto do ficheiro fornecido pela EDP Produção com as diversas tecnologias relativo ao dia 1 de janeiro de 2015. Os dados da PRE do MIBEL encontram disponíveis no site do Operador de Mercado Ibérico Espanhol em:http://www.omie.es/aplicaciones/datosftp/datosftp.jsp?path=/pdbc_stota/. Os ficheiros disponibilizados encontram-se separados por dia, ou seja, cada ficheiro corresponde a um dia do ano. Nestes ficheiros encontram-se, à semelhança do ficheiro fornecido pela EDP Produção, discriminado os valores por hora para os diversos tipos de produção, para Portugal, Espanha e MIBEL. De seguida apresentam-se os passos executados na análise de dados: 1. Obtenção dos ficheiros através do site do OMIE, como referido anteriormente, e dos ficheiros fornecidos pela EDP - Gestão da Produção de Energia. Os ficheiros obtidos no site do OMIE têm de ser convertidos para um formato suportado pelo excel, logo foram convertidos para o formato .csv. 2. Organizar os ficheiros de modo a ser mais fácil realizar os cálculos. 3. O programa recolhe os valores do ficheiro “curva_pbc_uof_2015xx”, analisa o tipo de ofertas e se estas são ofertadas ou casadas e organiza-os em matrizes com 24 linhas, correspondendo cada linha a uma hora do dia e cada coluna ao tipo de oferta, guardando assim os valores de energia e de preço, para as ofertas de venda casadas, vendas ofertadas, compras casadas e compras ofertadas. 4. Criar no programa uma rotina semelhante à anterior que acede aos ficheiros “pdbc_stota_2015xxxx”, que contém a informação relativa à Produção em Regime 50 Metodologia Implementada Especial do MIBEL e guardar a informação num vetor. Aceder aos ficheiros que contêm os dados da Produção em Regime Especial de Portugal, criar vetores para a PRE Eólica, PRE Fotovoltaica, PRE Térmica, PRE Portugal e PRE Portugal com fios-de-água e guardar os valores em cada vetor. 5. Identificar através do programa implementado a última proposta aceite em mercado. 6. Identificar os pontos de compra e venda necessários para a construção da reta que aproxima as curvas de oferta de compra e de venda. Numa reunião com o orientador ficou definido que na curva de compra o ponto escolhido seria o correspondente à última proposta a preço 180,3 €/MWh e para a curva de venda o ponto escolhido seria o correspondente à última proposta a preço 0 €/MWh. 7. Construção das retas que aproximam as curvas de venda e de compra a partir dos pontos obtidos. 8. Criar uma rotina para efetuar os cálculos necessários para a construção dos novos valores de energia e de preço para cada caso. 9. Escrita numa folha de excel os novos valores de energia, de preço e variação de preço por tecnologia e por hora. No caso da existência de market splitting, só é analisado o caso de Portugal, visto não serem conhecidos os valores da Produção em Regime Especial por tecnologia de Espanha. Deste modo nos documentos “pdbc_stota_2015xxxx”, na coluna país são analizados só os dados para o MIBEL (MI) ou para Portugal (PT). A Figura 4.3 apresenta o fluxograma adotado para o cálculo e obtenção de resultados. Descrição da Metodologia Implementada 51 Figura 4.3 - Fluxograma representativo do processo executado. Download dos ficheiros e conversão para o formato .csv Agrupar os fcheiros correspondentes a cada dia no mesmo documento Identificação das proposta de venda e compra, casadas e ofertas para a energia e para o preço Leitura dos valores de PRE por tipo de tecnologia e por hora Identificação da última proposta aceite em mercado Identificação da última proposta de venda a preço 0 e da última proposta de compra a preço 180,3 Construção das retas que aproximam as curvas de venda e de compra a partir dos pontos obtidos Cálculo dos novos valores de energia e de preço para cada caso Escrita numa folha de excel os valores de energia, preço e variação para cada caso 52 Metodologia Implementada 4.2 – Exemplificação: Hora 1 do dia 1 de março de 2015 Nesta secção é apresentado um exemplo para tornar mais esclarecedor o processo de obtenção de resultados. Deste modo foi escolhida para exemplo a hora 1 do dia 1 de março de 2015, bem como posteriormente o estudo para o dia completo. De seguida é analisado a influência da PRE Eólica, da PRE Fotovoltaica, da PRE Térmica, da PRE Portugal, da PRE MIBEL e da PRE Portugal somada da energia proveniente de fios-de-água. Nessa hora não ocorreu Market Splitting. Figura 4.4 - Diagrama de Consumo Total para o dia 1 de março de 2015. Os valores de energia e de preço finais do mercado para a hora 1 do dia 1 de março de 2015 são os presentes na Tabela 4.1. Tabela 4.1 — Valores de energia e de preço de mercado para a hora 1 do dia 1 de março de 2015. Energia Mercado (MWh) Preço Mercado (€/MWh) 22184 35,02 De seguida apresentam-se os valores de PRE, energia sem PRE, preço e variação para cada um dos casos referidos. Neste período verificou-se uma elevada produção de energia através de parques eólicos em Portugal, 1679,775 MWh, o que implica uma variação do preço de 6,29 €/MWh, passando o preço dos 35,02 €/MWh para os 41,31 €/MWh se esta energia não fosse considerada. Exemplificação: Hora 1 do dia 1 de março de 2015 53 Tabela 4.2 — Valores de energia e de preço de mercado sem a presença de PRE Eólica para a hora 1 do dia 1 de março de 2015. PRE Eólica (MWh) Energia sem PRE (MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1679,775 21978,47 41,31 6,29 Na Tabela 4.3 a presença de Produção em Regime Especial de origem Fotovoltaica é nula devido ao período escolhido para exemplificação ser uma hora durante a noite. Tabela 4.3 — Valores de energia e de preço de mercado sem a presença de PRE Fotovoltaica para a hora 1 do dia 1 de março de 2015. PRE Fotovoltaica (MWh) Energia sem PRE (MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 0 22184 35,02 0 A ausência de 835,3 MWh de PRE Térmica, no período definido implicaria uma variação de 3,12 €/MWh, correspondendo a um aumento de 35,02 €/MWh para 38,14 €/MWh. Tabela 4.4 — Valores de energia e de preço de mercado sem a presença de PRE Térmica para a hora 1 do dia 1 de março de 2015. PRE Térmica (MWh) Energia sem PRE (MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 835,3 22081,8 38,14 3,12 Neste período a Produção em Regime Especial foi de 2638,85 MWh, o que corresponderia a um aumento do preço para 44,89 €/MWh, uma diferença de 9,87 €/MWh. Tabela 4.5 — Valores de energia e de preço de mercado sem a presença de PRE Térmica para a hora 1 do dia 1 de março de 2015. PRE Portugal (MWh) Energia sem PRE (MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 2638,85 21861,13 44,89 9,87 O impacto da Produção em Regime Especial é particularmente percetível no caso do MIBEl, verificando-se neste caso específico que o preço aumentaria de 35,02 €/MWh, preço com presença de PRE, para 89,85 €/MWh, preço sem presença de PRE, correspondendo a um aumento de 54,83 €/MWh. Este facto é justificável devido à elevada quantidade de PRE produzida no Mercado Ibérico, 14650,1 MWh, neste período. 54 Metodologia Implementada Tabela 4.6 — Valores de energia e de preço de mercado sem a presença de PRE MIBEL para a hora 1 do dia 1 de março de 2015. PRE MIBEL (MWh) Energia sem PRE (MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 14650,1 20391,5 89,85 54,83 Na Tabela 4.7 apresentam-se os novos valores de energia e de preço para o caso sem PRE de Portugal somada da energia proveniente de fios-de-água. A terminologia adotada para o nome “PRE Portugal + r.o.r” é derivada da tradução do inglês de fios-de-água, ou seja, run-ofriver (r.o.r). A presença de 3671,525 MWh implica uma variação de preço de 13,74 €/MWh. Tabela 4.7 — Valores de energia e de preço de mercado sem a presença de PRE Portugal + r.o.r para a hora 1 do dia 1 de março de 2015. PRE Portugal + r.o.r (MWh) Energia sem PRE (MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 3671,525 21734,77 48,76 13,74 4.3 – Exemplificação: Dia 1 de março de 2015 A Figura 4.5 representa um excerto do ficheiro com os resultados obtidos para o dia 1 de março de 2015 para as diferentes horas do dia e para os vários tipos de PRE em análise. No Capítulo 5 é feita um estudo para todos os meses do ano 2015. Figura 4.5 - Excerto do ficheiro com os resultados obtidos para o dia 1 de março de 2015. Exemplificação: Dia 1 de março de 2015 55 De seguida são apresentados gráficos por cada caso em análise, nos quais estão representados os valores de preço de mercado inicial e os valores de preço obtidos sem a PRE Eólica, sem a PRE Fotovoltaica, sem a PRE Térmica, sem a PRE Portugal, sem a PRE MIBEL e sem a PRE Portugal somada da energia proveniente de fios-de-água, respetivamente. Figura 4.6 - Variação ao longo do dia 1 de março dos valores de preço iniciais e sem PRE Eólica. Figura 4.7 - Variação ao longo do dia 1 de março dos valores de preço iniciais e sem PRE Fotovoltaica. 0 10 20 30 40 50 60 12345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Preço (€/MWh) Hora Sem PRE Eólica Preço Preço sem PRE Eólica 0 10 20 30 40 50 12345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Preço (€/MWh) Hora Sem PRE Fotovoltaica Preço Preço sem PRE Fotovoltaica 62 Resultados Obtidos salienta também a importância dos fios-de-água no preço de mercado. Observa-se uma variação de 18,85 €/MWh no dia 3 de fevereiro e de 7,18 €/MWh no dia 24 de junho. Tabela 5.7 — Valores de PRE PRE Portugal + r.o.r, preço mercado, preço sem PRE PRE Portugal + r.o.r e variação de preço. Dia PRE Portugal + r.o.r (MWh) Preço Mercado (€/MWh) Preço sem PRE Portugal + r.o.r (€/MWh) Variação (€/MWh) 3 de Fevereiro 120401,70 43,51 62,36 18,85 24 de Junho 41931,43 59,46 66,64 7,18 Pelos resultados anteriores constata-se o impacto que a Produção em Regime Especial tem no preço de mercado, principalmente a PRE Eólica bem como os fios-de-água que, apesar de não serem classificados como PRE, são também considerados a preço zero no mercado. 5.3 – Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês Nesta secção são apresentados os resultados agregados para os diversos meses de 2015. Para cada mês do ano são apresentados os preços médios horários, os preços médios diários e um gráfico com os preços médios mensais reais do MIBEL e sem a energia produzida por cada uma destas tecnologias analisadas. Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 63 5.3.1 – Janeiro Tabela 5.8 — Preços médios horários para janeiro. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 44,43 51,98 7,55 44,43 0,00 48,36 3,93 56,32 11,89 91,70 47,27 59,15 14,72 2 39,99 46,26 6,27 39,99 0,00 44,08 4,09 50,77 10,78 85,51 45,52 53,13 13,14 3 38,02 44,33 6,31 38,02 0,00 41,97 3,95 48,72 10,70 86,66 48,64 50,67 12,65 4 37,08 45,35 8,27 37,08 0,00 41,47 4,39 50,27 13,19 91,57 54,49 52,24 15,16 5 35,99 45,75 9,76 35,99 0,00 40,43 4,43 50,82 14,82 92,95 56,96 53,03 17,04 6 37,50 45,77 8,26 37,50 0,00 41,68 4,17 50,52 13,02 93,64 56,14 53,07 15,57 7 43,08 51,04 7,96 43,08 0,00 47,14 4,06 55,65 12,57 99,45 56,37 59,12 16,04 8 50,89 58,31 7,42 50,89 0,00 54,93 4,04 62,87 11,98 103,22 52,34 66,25 15,36 9 54,80 59,70 4,89 54,94 0,14 58,19 3,38 63,74 8,94 103,78 48,97 66,80 12,00 10 60,05 64,60 4,54 60,50 0,45 63,37 3,32 68,97 8,91 110,93 50,88 72,00 11,95 11 62,95 67,09 4,14 63,58 0,63 66,24 3,29 71,62 8,67 116,51 53,57 74,39 11,44 12 61,72 65,65 3,93 62,44 0,72 65,01 3,28 70,25 8,53 118,21 56,48 72,76 11,04 13 57,88 61,66 3,78 58,65 0,77 61,23 3,35 66,39 8,51 116,84 58,96 68,89 11,01 14 55,63 59,26 3,64 56,41 0,78 58,95 3,33 63,96 8,34 115,30 59,68 66,31 10,68 15 51,22 55,64 4,42 52,11 0,89 55,39 4,16 61,41 10,19 106,61 55,38 64,43 13,21 16 49,31 53,64 4,34 50,02 0,71 53,47 4,16 59,22 9,91 103,42 54,12 62,18 12,87 17 50,90 55,15 4,24 51,22 0,32 54,86 3,95 60,10 9,19 104,38 53,47 63,11 12,20 18 54,67 59,66 4,99 54,69 0,02 58,25 3,58 63,91 9,24 107,10 52,43 67,12 12,44 19 61,20 65,78 4,58 61,20 0,00 64,46 3,26 69,61 8,41 109,49 48,28 72,79 11,58 20 64,14 69,27 5,13 64,14 0,00 67,64 3,50 73,40 9,26 111,42 47,28 76,90 12,76 21 63,08 68,42 5,34 63,08 0,00 66,59 3,51 72,56 9,48 111,07 47,99 75,93 12,85 22 59,50 64,87 5,36 59,50 0,00 62,89 3,39 68,82 9,32 110,08 50,58 71,88 12,38 23 55,34 60,81 5,47 55,34 0,00 58,77 3,43 64,61 9,27 106,95 51,61 67,64 12,30 24 50,30 57,27 6,96 50,30 0,00 55,14 4,84 62,53 12,23 97,75 47,45 66,22 15,91 Média 51,65 57,39 5,74 51,88 0,23 55,44 3,78 61,96 10,31 103,94 52,29 64,83 13,18 64 Resultados Obtidos Tabela 5.9 — Preços médios diários para janeiro. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 46,75 49,82 3,07 47,07 0,33 51,73 4,98 55,89 9,15 101,95 55,20 59,37 12,63 2 54,40 55,69 1,29 54,70 0,30 58,91 4,51 61,06 6,66 97,00 42,60 65,59 11,19 3 53,74 54,53 0,79 54,08 0,34 58,21 4,47 59,95 6,21 100,65 46,91 63,89 10,14 4 46,07 47,11 1,04 46,47 0,40 50,68 4,61 52,73 6,66 93,00 46,93 56,51 10,44 5 59,77 60,84 1,07 60,04 0,27 64,22 4,45 66,07 6,31 98,26 38,49 70,56 10,79 6 53,86 55,29 1,43 54,25 0,39 59,46 5,60 61,92 8,06 92,58 38,72 67,02 13,16 7 64,27 65,23 0,96 64,41 0,14 68,40 4,12 69,94 5,67 98,47 34,20 75,22 10,95 8 65,94 67,88 1,94 66,18 0,23 71,18 5,24 73,85 7,91 98,39 32,45 79,17 13,23 9 63,55 68,03 4,48 63,81 0,26 67,39 3,85 72,50 8,96 104,19 40,64 76,13 12,58 10 57,18 60,33 3,15 57,45 0,27 62,10 4,92 66,15 8,97 97,74 40,56 70,84 13,66 11 46,36 52,14 5,78 46,74 0,39 50,71 4,36 57,41 11,05 114,61 68,25 60,09 13,74 12 58,45 62,63 4,18 58,68 0,23 62,71 4,26 67,53 9,08 109,91 51,46 71,18 12,73 13 57,05 63,50 6,45 57,25 0,20 61,34 4,29 68,43 11,38 112,38 55,33 71,36 14,31 14 61,57 61,57 0,00 61,57 0,00 61,57 0,00 61,57 0,00 106,00 44,44 61,57 0,00 15 47,68 58,87 11,19 47,74 0,06 51,05 3,37 62,76 15,08 110,72 63,04 64,88 17,20 16 52,66 58,86 6,20 52,84 0,17 56,13 3,46 63,15 10,48 111,01 58,34 65,00 12,33 17 46,58 51,20 4,62 46,75 0,18 49,99 3,42 55,41 8,83 102,03 55,46 57,27 10,69 18 42,54 50,47 7,93 42,66 0,11 45,95 3,40 54,78 12,24 104,01 61,46 56,98 14,43 19 52,13 61,37 9,24 52,40 0,27 55,54 3,41 65,70 13,57 113,42 61,29 67,85 15,72 20 60,54 60,54 0,00 60,54 0,00 60,54 0,00 60,54 0,00 107,26 46,71 60,54 0,00 21 52,11 62,31 10,21 52,24 0,13 55,34 3,23 66,20 14,10 110,55 58,44 68,64 16,53 22 50,50 58,67 8,17 50,65 0,14 53,68 3,18 62,47 11,97 109,25 58,75 64,58 14,07 23 53,84 59,93 6,09 54,01 0,17 57,85 4,01 64,73 10,89 105,09 51,26 66,38 12,54 24 46,79 53,59 6,80 47,12 0,33 50,51 3,72 58,23 11,44 111,22 64,43 59,90 13,11 25 40,54 44,56 4,03 40,91 0,37 43,60 3,06 48,52 7,98 103,68 63,14 50,39 9,85 26 57,54 62,30 4,76 57,84 0,30 61,00 3,46 66,52 8,98 108,26 50,71 68,57 11,03 27 56,36 61,13 4,77 56,79 0,43 60,84 4,49 66,64 10,28 102,46 46,10 69,51 13,16 28 57,41 63,63 6,22 57,66 0,25 60,54 3,13 67,46 10,05 110,45 53,04 69,43 12,02 29 44,37 53,48 9,11 44,45 0,08 47,23 2,87 56,83 12,47 108,55 64,18 58,35 13,98 30 33,94 50,07 16,13 34,00 0,06 37,55 3,62 54,56 20,63 101,71 67,77 56,45 22,51 31 16,79 43,37 26,58 17,00 0,21 22,59 5,80 51,23 34,44 77,33 60,54 56,61 39,82 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 65 No mês de janeiro, o preço médio de mercado foi de 51,65 €/MWh. A ausência de Produção em Regime Especial Eólica corresponderia a um aumento de 5,74 €/MWh, com o preço médio mensal a fixar-se em 57,39 €/MWh. No caso da PRE Fotovoltaica, constatou-se que o preço sofreria um ligeiro aumento de 0,23 €/MWh, elevando-se para 51,88 €/MWh. No caso da PRE Térmica, obteve-se um novo preço de 55,44 €/MWh, o que corresponde a um aumento de 3,78 €/MWh. Para o caso sem PRE Portugal, verificou-se um novo preço de 61,96 €/MWh, com um aumento relativo ao preço médio mensal de 10,31 €/MWh. No cenário de ausência de PRE MIBEL, o preço passou para 103,94 €/MWh, ou seja, um aumento de 52,29 €/MWh. Por último, para o caso em que se considera a PRE de Portugal adicionada da energia produzida por fiosde-água, energia esta que também entre em mercado a preço nulo, verificou-se um aumento de 13,18 €/MWh, estabelecendo-se o novo preço em 64,83 €/MWh. A Figura 5.1 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.1 - Preços médios mensais para janeiro. 51,65 57,39 51,88 55,44 61,96 103,94 64,83 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para janeiro 66 Resultados Obtidos 5.3.2 – Fevereiro Tabela 5.10 — Preços médios horários para fevereiro. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 37,81 44,96 7,15 37,81 0,00 40,63 2,82 48,35 10,54 87,32 49,51 51,40 13,59 2 32,62 39,29 6,67 32,62 0,00 35,28 2,66 42,51 9,88 78,36 45,74 44,62 11,99 3 28,44 35,95 7,51 28,44 0,00 31,47 3,04 39,61 11,18 71,03 42,59 41,57 13,14 4 26,91 35,14 8,23 26,91 0,00 30,14 3,22 39,06 12,15 70,75 43,84 41,07 14,16 5 26,04 35,82 9,78 26,04 0,00 29,69 3,65 40,24 14,20 69,84 43,80 42,70 16,66 6 28,76 35,48 6,72 28,76 0,00 31,60 2,84 38,93 10,18 74,37 45,61 41,55 12,79 7 35,06 42,80 7,74 35,06 0,00 38,04 2,98 46,43 11,38 87,74 52,68 50,48 15,42 8 44,19 53,54 9,35 44,21 0,02 48,03 3,84 58,17 13,97 98,91 54,71 63,12 18,93 9 45,58 54,47 8,89 45,81 0,23 49,34 3,76 59,37 13,79 100,15 54,57 65,14 19,56 10 50,29 59,20 8,91 50,80 0,51 54,24 3,95 64,66 14,37 105,77 55,48 70,95 20,66 11 51,76 58,39 6,63 52,38 0,61 55,01 3,25 63,07 11,31 110,12 58,36 68,14 16,37 12 49,79 56,21 6,42 50,49 0,70 53,04 3,25 60,97 11,19 111,09 61,30 65,80 16,01 13 47,65 55,15 7,51 48,40 0,76 51,19 3,54 60,35 12,71 109,25 61,60 65,42 17,77 14 45,56 52,36 6,79 46,31 0,75 48,88 3,32 57,26 11,70 108,44 62,88 61,51 15,94 15 41,20 47,51 6,31 41,85 0,65 44,39 3,19 52,14 10,94 102,96 61,75 56,25 15,05 16 39,09 45,23 6,14 39,60 0,51 42,21 3,12 49,62 10,53 98,05 58,96 53,69 14,60 17 39,91 46,10 6,19 40,25 0,34 43,03 3,13 50,32 10,41 96,91 57,00 54,48 14,57 18 42,91 49,63 6,72 43,01 0,10 46,17 3,26 53,77 10,87 100,14 57,24 58,48 15,57 19 48,29 55,76 7,48 48,29 0,00 51,75 3,47 60,06 11,77 106,43 58,14 65,77 17,48 20 57,22 64,96 7,75 57,22 0,00 60,72 3,50 69,30 12,09 114,36 57,14 75,09 17,88 21 57,69 65,49 7,80 57,69 0,00 61,15 3,45 69,78 12,09 113,92 56,22 75,21 17,52 22 53,22 61,32 8,10 53,22 0,00 56,80 3,58 65,75 12,53 110,73 57,51 71,06 17,84 23 49,09 57,26 8,17 49,09 0,00 52,70 3,61 61,53 12,44 107,13 58,04 66,60 17,51 24 44,40 52,53 8,13 44,40 0,00 48,04 3,64 56,81 12,41 102,13 57,73 60,86 16,46 Média 42,64 50,19 7,55 42,86 0,22 45,98 3,34 54,50 11,86 97,33 54,68 58,79 16,15 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 67 Tabela 5.11 — Preços médios diários para fevereiro. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 16,35 19,12 2,77 16,40 0,06 17,49 1,15 20,71 4,36 44,78 28,44 22,58 6,24 2 47,41 64,29 16,88 47,55 0,14 52,46 5,05 70,95 23,54 112,26 64,86 76,80 29,39 3 43,51 54,57 11,06 43,60 0,09 46,59 3,08 58,65 15,14 107,85 64,34 62,36 18,85 4 39,54 48,77 9,23 39,84 0,30 42,60 3,07 53,01 13,48 105,92 66,39 56,47 16,94 5 42,62 48,18 5,56 42,92 0,30 45,69 3,07 52,33 9,72 103,53 60,91 55,37 12,75 6 46,37 50,95 4,59 46,61 0,24 49,72 3,35 55,42 9,05 106,18 59,82 59,18 12,81 7 53,02 58,31 5,29 53,37 0,34 57,09 4,06 63,83 10,80 109,95 56,93 69,47 16,45 8 40,19 49,43 9,24 40,56 0,37 43,61 3,43 54,16 13,97 111,38 71,19 58,04 17,85 9 52,17 65,70 13,53 52,47 0,30 56,57 4,40 71,39 19,23 114,07 61,90 75,33 23,17 10 60,17 67,35 7,17 60,27 0,10 64,07 3,90 72,17 12,00 105,14 44,97 76,80 16,63 11 63,66 65,64 1,98 63,82 0,16 67,22 3,56 70,10 6,45 101,79 38,13 74,68 11,03 12 65,49 67,15 1,66 65,77 0,29 70,09 4,60 72,94 7,45 97,85 32,37 77,97 12,48 13 51,37 58,00 6,63 51,59 0,22 55,03 3,65 62,59 11,22 102,49 51,12 66,28 14,90 14 38,84 48,06 9,21 38,94 0,10 41,87 3,03 51,92 13,08 100,49 61,64 54,75 15,91 15 28,50 35,07 6,57 28,58 0,08 30,73 2,23 38,06 9,56 76,18 47,67 40,37 11,87 16 51,23 61,06 9,83 51,38 0,15 55,00 3,77 65,92 14,69 108,77 57,54 69,93 18,70 17 39,88 50,85 10,97 40,19 0,31 43,16 3,28 55,15 15,27 109,19 69,31 58,64 18,77 18 46,38 58,17 11,80 46,74 0,37 50,84 4,46 63,85 17,47 108,03 61,65 69,43 23,05 19 56,28 60,44 4,17 56,61 0,34 60,14 3,86 65,36 9,08 101,09 44,81 71,59 15,31 20 51,94 55,47 3,53 52,08 0,14 55,83 3,90 60,24 8,31 98,42 46,49 66,85 14,91 21 36,02 47,22 11,20 36,30 0,28 39,51 3,49 51,77 15,74 104,40 68,38 58,24 22,22 22 16,19 20,39 4,20 16,32 0,14 17,67 1,49 22,31 6,13 46,54 30,35 25,44 9,25 23 30,50 38,68 8,18 30,60 0,10 33,00 2,50 41,79 11,30 84,23 53,73 45,63 15,13 24 26,22 32,65 6,43 26,41 0,19 28,51 2,29 35,59 9,37 74,57 48,35 39,12 12,89 25 34,81 42,19 7,38 35,01 0,20 37,56 2,75 45,64 10,83 90,36 55,54 49,16 14,34 26 40,38 47,69 7,31 40,59 0,21 43,44 3,07 51,54 11,16 97,73 57,35 55,73 15,35 27 39,86 46,37 6,51 40,16 0,30 43,01 3,15 50,41 10,55 100,04 60,17 55,26 15,40 28 35,16 43,54 8,38 35,40 0,23 38,91 3,75 48,28 13,11 101,95 66,79 54,64 19,47 68 Resultados Obtidos O preço médio de mercado foi de 42,64 €/MWh no mês de fevereiro. A influência de PRE Eólica corresponde a um aumento de 7,55 €/MWh, com o preço médio mensal a elevar-se para 50,19 €/MWh. No caso da PRE Fotovoltaica, o preço sofre um ligeiro aumento de 0,22 €/MWh, elevando-se para 42,86 €/MWh. Relativamente à PRE Térmica, obteve-se um novo preço de 45,98 €/MWh, o que corresponde a um aumento de 3,34 €/MWh. Para o caso sem PRE Portugal, verificou-se um aumento de 11,86 €/MWh, para o novo preço de 54,50 €/MWh. No cenário de ausência de PRE MIBEL, o preço sofreu um aumento de 54,68 €/MWh, ou seja, o preço elevarse-ia para 97,33 €/MWh. Por último, para o caso em que se considera a PRE de Portugal adicionada da energia produzida por fios-de-água, verificou-se um aumento de 16,15 €/MWh, estabelecendo-se o novo preço em 58,79 €/MWh. A Figura 5.2 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.2 - Preços médios mensais para fevereiro. 42,64 50,19 42,86 45,98 54,50 97,33 58,79 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para fevereiro Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 69 5.3.3 – Março Tabela 5.12 — Preços médios horários para março. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 40,89 47,92 7,03 40,89 0,00 44,18 3,29 51,54 10,65 95,32 54,43 55,35 14,46 2 36,43 43,40 6,97 36,43 0,00 39,75 3,33 47,06 10,63 89,91 53,48 50,15 13,72 3 33,49 40,37 6,88 33,49 0,00 36,85 3,36 44,07 10,58 86,40 52,92 46,94 13,45 4 31,59 40,17 8,58 31,59 0,00 35,36 3,77 44,33 12,74 84,70 53,11 47,36 15,77 5 30,82 39,53 8,71 30,82 0,00 34,61 3,79 43,71 12,89 83,27 52,45 46,88 16,06 6 36,81 43,90 7,09 36,81 0,00 40,10 3,29 47,55 10,74 87,40 50,97 51,35 14,54 7 38,40 46,09 7,70 38,40 0,00 41,93 3,54 50,01 11,61 93,12 54,72 55,08 16,68 8 42,84 50,15 7,31 42,97 0,13 46,66 3,82 54,47 11,63 96,01 53,17 60,12 17,29 9 46,76 54,06 7,29 47,29 0,53 50,84 4,08 59,28 12,52 101,35 54,59 65,83 19,07 10 48,63 54,26 5,63 49,38 0,75 52,29 3,66 59,33 10,70 105,81 57,18 64,91 16,28 11 48,47 53,53 5,06 49,42 0,95 52,17 3,70 58,87 10,41 110,67 62,21 64,46 15,99 12 47,09 51,87 4,78 48,16 1,08 50,79 3,71 57,33 10,25 112,29 65,20 62,71 15,62 13 46,39 51,24 4,85 47,55 1,16 50,21 3,82 56,89 10,50 111,25 64,86 62,25 15,86 14 45,72 50,83 5,11 46,91 1,19 49,65 3,93 56,63 10,91 110,99 65,27 61,83 16,11 15 43,52 48,49 4,98 44,61 1,09 47,34 3,83 54,03 10,51 110,87 67,36 58,62 15,10 16 40,51 45,64 5,14 41,49 0,98 44,42 3,92 51,17 10,67 106,38 65,88 55,78 15,28 17 39,70 45,00 5,30 40,43 0,73 43,61 3,91 50,26 10,56 104,01 64,32 55,00 15,30 18 41,56 46,96 5,40 41,91 0,36 45,42 3,86 51,79 10,23 104,70 63,14 56,87 15,31 19 45,01 50,31 5,30 45,07 0,05 48,68 3,66 54,60 9,59 104,24 59,23 60,36 15,34 20 52,57 58,31 5,74 52,58 0,00 56,23 3,66 62,56 9,99 107,64 55,07 68,89 16,32 21 56,24 62,12 5,88 56,24 0,00 59,78 3,54 66,24 10,01 108,95 52,71 71,98 15,75 22 53,03 59,35 6,32 53,03 0,00 56,69 3,66 63,55 10,53 108,05 55,02 69,26 16,24 23 48,62 55,21 6,58 48,62 0,00 52,28 3,65 59,23 10,60 104,00 55,38 64,57 15,94 24 45,41 52,25 6,84 45,41 0,00 49,19 3,78 56,37 10,96 101,67 56,26 61,05 15,64 Média 43,35 49,62 6,27 43,73 0,38 47,04 3,69 54,20 10,85 101,21 57,87 59,07 15,71 70 Resultados Obtidos Tabela 5.13 — Preços médios diários para março. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 25,44 31,77 6,33 25,77 0,33 28,43 2,99 35,72 10,28 72,23 46,79 40,65 15,21 2 42,70 45,38 2,68 42,84 0,14 45,98 3,29 49,45 6,76 88,42 45,72 55,26 12,56 3 54,74 58,22 3,49 55,02 0,28 59,18 4,44 63,82 9,08 102,98 48,24 71,24 16,50 4 35,03 41,24 6,21 35,30 0,28 38,06 3,03 45,12 10,09 95,29 60,26 51,01 15,99 5 26,34 33,98 7,63 26,68 0,33 29,03 2,69 37,47 11,12 80,75 54,41 42,08 15,74 6 48,04 55,50 7,46 48,59 0,55 52,74 4,70 61,58 13,54 108,69 60,66 70,13 22,09 7 45,36 48,91 3,54 45,98 0,62 50,07 4,71 55,12 9,76 105,72 60,36 64,75 19,38 8 37,67 41,26 3,59 38,30 0,63 42,16 4,49 47,17 9,50 100,75 63,08 56,44 18,77 9 46,41 48,24 1,83 46,88 0,47 50,57 4,16 53,47 7,06 99,83 53,42 61,16 14,75 10 53,43 54,01 0,58 53,85 0,42 57,71 4,28 59,32 5,89 97,68 44,25 66,73 13,30 11 48,45 49,41 0,96 48,84 0,39 52,34 3,89 54,23 5,78 93,25 44,80 60,75 12,30 12 46,57 51,27 4,70 46,96 0,39 50,72 4,15 56,36 9,79 100,53 53,95 62,57 16,00 13 41,80 50,67 8,87 42,25 0,45 45,79 3,99 55,64 13,85 111,24 69,45 61,72 19,92 14 40,75 47,80 7,05 41,19 0,44 44,41 3,66 52,44 11,69 106,52 65,78 56,23 15,49 15 41,25 44,53 3,28 41,87 0,62 45,17 3,92 49,71 8,46 104,06 62,80 54,28 13,03 16 54,09 57,86 3,76 54,56 0,47 57,87 3,77 62,63 8,54 103,09 49,00 68,30 14,21 17 46,55 52,50 5,96 46,64 0,09 49,85 3,30 56,33 9,78 103,77 57,22 60,60 14,06 18 46,65 52,29 5,64 46,85 0,20 49,83 3,18 56,10 9,45 101,21 54,56 60,52 13,87 19 38,44 46,55 8,11 38,68 0,24 41,49 3,05 50,22 11,78 103,27 64,83 53,60 15,15 20 39,15 51,65 12,50 39,35 0,20 43,15 4,00 56,29 17,14 104,07 64,92 59,53 20,38 21 43,10 50,41 7,31 43,33 0,23 46,36 3,27 54,32 11,23 105,83 62,73 57,16 14,06 22 40,61 50,04 9,43 40,85 0,24 44,04 3,43 54,19 13,58 105,97 65,36 57,41 16,80 23 58,49 65,71 7,22 58,78 0,29 62,10 3,61 70,01 11,53 111,06 53,05 73,08 14,59 24 45,94 57,24 11,31 46,20 0,26 49,23 3,29 61,13 15,19 106,97 61,03 63,94 18,00 25 42,55 52,65 10,10 42,89 0,35 45,69 3,15 56,45 13,91 107,27 64,73 58,09 15,54 26 45,02 53,15 8,13 45,24 0,22 48,16 3,14 56,83 11,82 108,51 63,50 59,26 14,24 27 45,85 50,50 4,65 46,19 0,35 49,22 3,38 54,54 8,70 105,62 59,78 57,14 11,29 28 44,01 50,06 6,05 44,47 0,46 47,55 3,54 54,40 10,38 104,89 60,88 56,54 12,53 29 33,50 44,30 10,79 34,30 0,79 37,79 4,29 49,88 16,38 85,73 52,23 52,79 19,29 30 42,08 49,63 7,55 42,53 0,45 45,69 3,61 53,98 11,91 104,77 62,70 56,80 14,73 31 43,45 51,26 7,82 43,95 0,50 47,47 4,03 56,09 12,64 106,82 63,38 60,93 17,48 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 71 No mês de março, o preço médio de mercado foi de 43,35 €/MWh. A influência da PRE Eólica corresponde a um aumento de 6,27 €/MWh, com o preço médio mensal a fixar-se em 49,62 €/MWh. Para o caso da PRE Fotovoltaica, verifica-se que o preço sofreria um ligeiro aumento de 0,38 €/MWh, elevando-se para 43,73 €/MWh. Esta variação ligeira de preço relaciona-se com o facto da potência instalada em Portugal proveniente de painéis fotovoltaicos ser reduzida. No caso da PRE Térmica, obteve-se um novo preço de 47,04 €/MWh, o que corresponde a um aumento de 3,69 €/MWh. Para o caso sem PRE Portugal, verificou-se um novo preço de 54,20 €/MWh, com um aumento relativo ao preço médio mensal de 10,85 €/MWh. No cenário de ausência de PRE MIBEL, o preço passou para 101,21 €/MWh, ou seja, um aumento de 57,87 €/MWh. Por último, para o caso em que se considera a PRE de Portugal adicionada da energia produzida por fios-de-água, verificou-se um aumento de 15,71 €/MWh, estabelecendo-se o novo preço em 59,07 €/MWh. A Figura 5.3 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.3 - Preços médios mensais para março. 43,35 49,62 43,73 47,04 54,20 101,21 59,07 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para março 78 Resultados Obtidos 5.3.6 - Junho Tabela 5.18 — Preços médios horários para junho. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 53,80 57,19 3,39 53,80 0,00 56,91 3,11 60,41 6,60 100,52 46,72 61,80 8,00 2 49,28 53,62 4,34 49,28 0,00 53,45 4,17 57,93 8,65 92,50 43,22 59,15 9,87 3 46,59 50,47 3,87 46,59 0,00 50,14 3,54 54,13 7,54 92,25 45,65 54,92 8,32 4 45,80 49,75 3,95 45,80 0,00 49,50 3,71 53,58 7,78 92,17 46,37 54,34 8,54 5 45,56 49,12 3,57 45,56 0,00 49,06 3,50 52,74 7,19 91,70 46,14 53,57 8,01 6 46,62 50,19 3,57 46,62 0,00 50,11 3,49 53,80 7,18 91,69 45,07 55,11 8,49 7 50,11 53,71 3,60 50,13 0,03 53,62 3,51 57,36 7,25 93,80 43,69 59,27 9,16 8 53,58 56,72 3,14 53,79 0,21 57,32 3,75 60,78 7,21 94,00 40,43 63,11 9,54 9 56,97 59,47 2,49 57,49 0,52 60,58 3,61 63,72 6,74 98,45 41,48 66,15 9,18 10 58,43 60,37 1,94 59,15 0,72 61,92 3,49 64,77 6,35 103,65 45,22 67,11 8,68 11 59,43 61,02 1,59 60,34 0,91 62,83 3,40 65,55 6,12 107,32 47,89 67,82 8,39 12 60,21 61,56 1,35 61,24 1,03 63,58 3,37 66,17 5,96 109,92 49,71 68,48 8,26 13 60,67 61,95 1,28 61,76 1,10 63,99 3,33 66,57 5,91 111,62 50,95 68,92 8,26 14 60,54 61,95 1,42 61,66 1,12 63,89 3,36 66,63 6,09 113,27 52,73 68,57 8,04 15 58,04 59,76 1,72 59,18 1,14 61,40 3,36 64,46 6,42 113,28 55,24 66,22 8,18 16 55,17 57,21 2,04 56,23 1,06 58,47 3,30 61,76 6,58 110,03 54,86 63,42 8,24 17 54,83 57,23 2,40 55,75 0,92 58,08 3,25 61,59 6,76 109,24 54,41 63,23 8,40 18 55,37 58,05 2,69 56,08 0,71 58,52 3,16 62,12 6,75 107,98 52,61 63,69 8,32 19 55,63 58,47 2,84 56,11 0,47 58,80 3,17 62,32 6,69 107,25 51,62 63,96 8,32 20 55,29 58,20 2,91 55,50 0,20 58,45 3,16 61,81 6,51 104,78 49,49 63,62 8,33 21 56,48 59,48 3,00 56,50 0,03 59,66 3,19 62,96 6,49 102,66 46,19 64,80 8,32 22 59,53 62,78 3,25 59,53 0,00 62,75 3,22 66,25 6,72 103,74 44,21 68,34 8,81 23 59,95 63,05 3,10 59,95 0,00 63,12 3,17 66,39 6,44 103,70 43,75 68,25 8,30 24 55,27 58,36 3,08 55,27 0,00 58,60 3,32 61,78 6,51 100,41 45,14 63,45 8,18 Média 54,71 57,49 2,77 55,14 0,42 58,12 3,40 61,48 6,77 102,33 47,62 63,22 8,51 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 79 Tabela 5.19 — Preços médios diários para junho. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 55,77 59,51 3,74 56,21 0,44 59,16 3,39 63,53 7,76 99,50 43,73 65,25 9,48 2 56,10 58,21 2,11 56,56 0,46 59,72 3,62 62,49 6,39 99,76 43,66 64,69 8,59 3 55,36 57,17 1,81 55,82 0,46 58,97 3,61 61,44 6,09 102,16 46,80 63,68 8,32 4 56,37 58,35 1,98 56,82 0,45 59,93 3,56 62,56 6,19 104,36 47,99 64,76 8,39 5 55,71 58,15 2,44 56,14 0,44 59,09 3,39 62,14 6,44 102,19 46,49 63,34 7,63 6 48,39 51,07 2,68 48,87 0,48 51,71 3,32 55,06 6,67 106,26 57,87 56,22 7,83 7 46,05 50,46 4,41 46,49 0,44 49,71 3,66 54,78 8,73 111,69 65,63 56,13 10,08 8 55,82 59,21 3,40 56,14 0,32 59,31 3,49 63,19 7,37 106,47 50,65 64,42 8,60 9 57,40 61,25 3,86 57,74 0,34 61,39 4,00 65,79 8,39 98,14 40,74 66,94 9,54 10 57,07 59,22 2,15 57,36 0,29 59,63 2,55 62,20 5,13 96,78 39,70 63,43 6,35 11 60,92 63,43 2,51 61,14 0,22 64,60 3,67 67,51 6,59 99,89 38,97 69,65 8,73 12 58,21 60,69 2,48 58,48 0,28 61,55 3,34 64,49 6,28 99,75 41,54 66,84 8,64 13 56,34 59,73 3,39 56,64 0,31 59,70 3,36 63,56 7,22 99,08 42,74 65,59 9,25 14 50,83 53,46 2,63 51,13 0,30 54,25 3,42 57,40 6,57 98,57 47,74 59,60 8,77 15 55,78 58,08 2,30 56,14 0,36 59,14 3,36 61,98 6,20 98,39 42,61 64,03 8,25 16 53,50 55,72 2,23 53,97 0,48 56,91 3,42 59,78 6,28 102,44 48,95 61,16 7,66 17 48,60 51,69 3,09 49,08 0,48 52,01 3,42 55,75 7,15 109,61 61,01 57,06 8,46 18 45,67 51,81 6,15 46,17 0,51 48,92 3,25 55,74 10,08 110,69 65,02 57,27 11,60 19 48,55 52,14 3,59 49,07 0,52 52,19 3,64 56,49 7,94 114,24 65,69 57,70 9,15 20 46,15 50,20 4,05 46,67 0,52 49,14 2,99 53,85 7,70 104,30 58,15 55,27 9,12 21 47,28 50,05 2,77 47,90 0,61 50,64 3,36 54,18 6,90 103,24 55,95 56,24 8,96 22 60,64 62,57 1,93 61,04 0,40 64,06 3,42 66,54 5,90 99,95 39,31 69,01 8,37 23 58,54 61,28 2,75 58,90 0,37 61,90 3,37 65,17 6,64 101,43 42,89 66,45 7,91 24 59,46 61,26 1,80 59,94 0,48 62,93 3,47 65,36 5,91 100,80 41,34 66,64 7,18 25 60,93 62,69 1,76 61,39 0,46 64,29 3,36 66,66 5,73 99,84 38,91 68,43 7,50 26 62,49 64,30 1,81 62,91 0,42 65,67 3,18 68,04 5,55 101,36 38,87 69,63 7,14 27 56,01 58,62 2,62 56,52 0,51 59,49 3,48 62,78 6,77 100,49 44,48 64,71 8,70 28 49,53 52,19 2,65 50,13 0,59 52,85 3,31 56,25 6,72 97,83 48,30 58,81 9,27 29 58,97 61,36 2,40 59,38 0,41 62,42 3,45 65,36 6,39 97,80 38,83 67,53 8,56 30 59,00 60,69 1,69 59,39 0,39 62,19 3,19 64,39 5,39 102,95 43,95 66,12 7,12 80 Resultados Obtidos O preço médio mensal no mês de junho foi de 54,71 €/MWh. No caso sem a PRE Eólica, o preço eleva-se para 57,49 €/MWh, com o respetivo aumento de 2,77 €/MWh. Para a simulação sem a presença de PRE Fotovoltaica, o preço volta a sofrer um ligeiro aumento, neste caso de 0,42 €/MWh, para o novo preço de 55,14 €/MWh. Relativamente à PRE Térmica, a sua ausência implica uma subida de preço de 3,40 €/MWh, estabelecendo-se um novo preço de 58,12 €/MWh. No caso sem a PRE de Portugal, obtêm-se um novo preço de 61,48 €/MWh, com o aumento de 6,77 €/MWh relativo ao preço médio mensal. No cenário da PRE do MIBEL, verifica-se um preço de 102,33 €/MWh, com o respetivo aumento de 47,62 €/MWh. Na eventualidade de ausência de PRE de Portugal e de fios-de-água, o preço sofre um aumento de 8,51 €/MWh, para o novo preço de 63,22 €/MWh. A Figura 5.6 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.6 - Preços médios mensais para junho. 54,71 57,49 55,14 58,12 61,48 102,33 63,22 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para junho Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 81 5.3.7 - Julho Tabela 5.20 — Preços médios horários para julho. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 60,11 65,18 5,08 60,11 0,00 63,15 3,04 68,31 8,20 104,86 44,75 69,29 9,19 2 53,11 58,19 5,08 53,11 0,00 56,24 3,12 61,39 8,28 97,00 43,89 62,01 8,90 3 49,98 55,04 5,06 49,98 0,00 53,32 3,34 58,47 8,49 91,87 41,89 58,90 8,92 4 49,67 54,69 5,01 49,67 0,00 52,96 3,28 58,05 8,38 93,11 43,43 58,44 8,77 5 49,29 54,31 5,02 49,29 0,00 52,61 3,32 57,71 8,42 92,10 42,81 58,07 8,78 6 49,92 54,82 4,90 49,92 0,00 53,26 3,34 58,24 8,32 92,03 42,10 58,86 8,93 7 54,00 58,73 4,73 54,02 0,01 57,43 3,43 62,25 8,25 95,10 41,10 63,30 9,30 8 56,16 60,18 4,03 56,33 0,17 59,83 3,67 64,10 7,95 93,71 37,55 65,52 9,37 9 59,81 62,98 3,17 60,25 0,44 63,30 3,49 66,99 7,18 97,66 37,85 68,62 8,81 10 62,92 65,19 2,28 63,58 0,67 66,18 3,27 69,24 6,33 102,98 40,06 70,96 8,04 11 64,54 66,42 1,89 65,40 0,87 67,72 3,19 70,58 6,05 107,70 43,17 72,37 7,83 12 65,95 67,94 1,98 67,02 1,07 69,27 3,31 72,42 6,47 113,38 47,43 74,28 8,32 13 66,73 69,14 2,41 68,01 1,28 70,31 3,58 74,12 7,39 114,59 47,86 76,02 9,29 14 66,59 69,42 2,83 67,90 1,32 70,15 3,57 74,41 7,82 116,23 49,64 76,04 9,45 15 64,21 67,28 3,07 65,44 1,23 67,54 3,32 71,93 7,71 113,30 49,08 73,13 8,91 16 61,55 65,21 3,67 62,70 1,15 64,83 3,28 69,75 8,20 111,10 49,56 70,91 9,36 17 60,62 64,72 4,10 61,60 0,98 63,79 3,17 68,98 8,36 109,95 49,34 70,15 9,53 18 61,00 65,44 4,43 61,79 0,79 64,12 3,12 69,44 8,44 109,51 48,51 70,59 9,59 19 60,33 64,97 4,64 60,86 0,53 63,47 3,14 68,74 8,41 108,09 47,76 69,88 9,55 20 60,12 64,78 4,66 60,35 0,23 63,30 3,18 68,30 8,18 106,15 46,02 69,54 9,42 21 61,35 65,66 4,31 61,37 0,03 64,34 2,99 68,78 7,44 105,33 43,98 70,10 8,76 22 64,83 69,37 4,54 64,83 0,00 67,92 3,09 72,55 7,72 107,25 42,41 74,04 9,21 23 65,67 70,21 4,54 65,67 0,00 68,71 3,05 73,33 7,67 107,42 41,75 74,54 8,87 24 60,81 65,56 4,75 60,81 0,00 64,05 3,24 68,88 8,07 104,23 43,42 70,05 9,24 Média 59,55 63,56 4,01 60,00 0,45 62,83 3,27 67,37 7,82 103,94 44,39 68,57 9,01 82 Resultados Obtidos Tabela 5.21 — Preços médios diários para maio. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 59,44 61,46 2,02 59,69 0,25 62,79 3,35 65,19 5,75 104,58 45,14 66,51 7,07 2 63,93 66,13 2,20 64,33 0,40 66,99 3,06 69,70 5,77 103,17 39,24 70,83 6,90 3 60,08 62,54 2,46 60,48 0,40 63,25 3,16 66,21 6,13 106,79 46,71 67,25 7,17 4 56,56 58,80 2,24 57,01 0,46 59,55 2,99 62,35 5,79 99,96 43,41 63,09 6,53 5 51,70 59,16 7,47 53,26 1,56 57,76 6,07 67,04 15,35 93,47 41,78 68,73 17,03 6 59,47 61,77 2,30 59,84 0,37 62,58 3,12 65,35 5,88 100,33 40,86 66,45 6,98 7 61,03 64,70 3,67 61,40 0,37 64,11 3,08 68,24 7,21 100,50 39,47 69,36 8,32 8 59,22 62,61 3,39 59,62 0,40 62,39 3,17 66,27 7,05 106,33 47,11 67,63 8,42 9 59,71 63,26 3,54 60,11 0,39 62,76 3,05 66,78 7,06 105,55 45,83 67,61 7,90 10 62,93 66,91 3,99 63,29 0,36 66,17 3,24 70,61 7,68 105,91 42,98 71,94 9,02 11 55,92 61,11 5,19 56,43 0,50 59,04 3,12 64,82 8,90 105,21 49,29 66,03 10,11 12 52,39 55,76 3,36 52,92 0,53 55,39 2,99 59,38 6,99 99,81 47,41 60,48 8,09 13 62,47 64,81 2,34 62,85 0,38 65,54 3,07 68,34 5,87 102,41 39,94 69,54 7,07 14 60,41 62,75 2,34 60,77 0,36 63,18 2,78 65,97 5,56 103,29 42,88 67,47 7,06 15 61,53 64,56 3,03 61,89 0,36 64,39 2,86 67,86 6,34 105,42 43,89 69,28 7,75 16 64,23 68,34 4,11 64,57 0,34 67,10 2,87 71,63 7,40 102,26 38,03 72,54 8,31 17 63,45 65,80 2,35 63,70 0,25 66,50 3,04 69,18 5,72 98,86 35,41 70,29 6,84 18 61,89 65,45 3,56 62,33 0,44 65,17 3,28 69,25 7,36 103,03 41,13 70,52 8,62 19 56,16 59,95 3,79 56,68 0,53 59,46 3,30 63,88 7,72 102,71 46,56 65,33 9,18 20 63,85 66,52 2,67 64,22 0,37 66,92 3,07 70,05 6,20 98,41 34,56 71,41 7,56 21 65,23 69,29 4,06 65,59 0,36 68,34 3,10 72,83 7,59 101,64 36,41 74,06 8,83 22 63,97 68,73 4,76 64,38 0,41 67,31 3,34 72,55 8,58 107,34 43,37 73,74 9,77 23 64,44 69,29 4,85 64,85 0,41 67,60 3,16 72,91 8,47 105,01 40,57 74,12 9,68 24 59,66 66,74 7,08 60,02 0,36 63,12 3,45 70,63 10,97 111,65 51,99 71,67 12,01 25 51,49 56,99 5,50 52,03 0,54 54,91 3,42 61,04 9,55 109,29 57,80 62,05 10,56 26 49,36 56,77 7,41 50,23 0,87 53,54 4,18 61,95 12,59 111,18 61,82 63,89 14,53 27 60,62 67,22 6,60 61,05 0,42 63,95 3,33 71,06 10,44 106,93 46,31 72,49 11,87 28 62,69 69,67 6,98 63,11 0,42 66,03 3,34 73,52 10,83 107,03 44,34 74,58 11,89 29 60,45 66,59 6,15 60,86 0,41 63,62 3,17 70,25 9,81 107,06 46,61 71,37 10,92 30 56,28 58,27 1,99 56,63 0,36 59,40 3,12 61,83 5,55 106,48 50,21 62,64 6,36 31 55,59 58,40 2,80 55,90 0,31 58,74 3,14 61,93 6,33 100,61 45,01 62,68 7,09 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 83 No mês de julho, o preço médio de mercado foi de 59,55 €/MWh. A ausência da PRE Eólica corresponde a um aumento de 4,01 €/MWh, com o preço médio mensal a fixar-se em 63,56 €/MWh. Para o caso da PRE Fotovoltaica, verifica-se que o preço sofre um ligeiro aumento de 0,45 €/MWh, elevando-se para 60,00 €/MWh. No caso sem a presença de PRE Térmica, obtevese um novo preço de 62,83 €/MWh, o que corresponde a um aumento de 3,27 €/MWh. Para o caso sem PRE Portugal, verificou-se um novo preço de 67,37 €/MWh, com um aumento relativo ao preço médio mensal de 7,82 €/MWh. No caso de ausência de PRE MIBEL, o preço passou para 103,94 €/MWh, ou seja, um aumento de 44,39 €/MWh. Por último, para o caso em que se considera a PRE de Portugal adicionada da energia produzida por fios-de-água, verificou-se um aumento de 9,01 €/MWh, estabelecendo-se o novo preço em 68,57 €/MWh. A Figura 5.7 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.7 - Preços médios mensais para julho. 59,55 63,56 60,00 62,83 67,37 103,94 68,57 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para julho 84 Resultados Obtidos 5.3.8 - Agosto Tabela 5.22 — Preços médios horários para agosto. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 54,68 59,43 4,75 54,68 0,00 58,05 3,37 62,86 8,19 100,71 46,03 63,89 9,21 2 49,43 54,16 4,72 49,43 0,00 52,90 3,46 57,68 8,25 95,04 45,61 58,53 9,09 3 46,79 51,60 4,81 46,79 0,00 50,37 3,58 55,24 8,46 92,83 46,04 55,97 9,18 4 46,24 51,23 4,99 46,24 0,00 50,02 3,79 55,08 8,85 93,40 47,16 55,82 9,58 5 49,96 54,75 4,79 49,96 0,00 53,73 3,77 58,59 8,62 95,80 45,95 59,28 9,32 6 46,31 50,99 4,68 46,31 0,00 50,15 3,84 54,90 8,59 92,33 46,02 55,92 9,61 7 50,45 54,93 4,47 50,46 0,00 54,29 3,84 58,83 8,38 95,42 44,96 60,13 9,68 8 52,22 56,23 4,01 52,30 0,09 56,31 4,09 60,46 8,25 94,08 41,86 61,93 9,71 9 54,83 58,21 3,38 55,22 0,38 58,67 3,84 62,51 7,68 96,11 41,27 64,08 9,25 10 58,86 61,65 2,79 59,51 0,65 62,49 3,63 66,03 7,17 101,91 43,05 67,61 8,75 11 60,28 62,78 2,50 61,15 0,87 63,79 3,51 67,26 6,98 107,93 47,65 68,83 8,55 12 61,07 63,48 2,42 62,06 0,99 64,49 3,42 67,98 6,91 111,01 49,95 69,49 8,42 13 61,16 63,61 2,45 62,22 1,06 64,49 3,33 68,07 6,91 112,04 50,88 69,54 8,38 14 60,94 63,64 2,70 62,01 1,07 64,21 3,27 68,05 7,11 112,75 51,81 69,31 8,37 15 58,22 61,22 2,99 59,29 1,07 61,43 3,21 65,56 7,34 111,04 52,81 66,60 8,38 16 55,79 59,21 3,43 56,80 1,01 59,03 3,24 63,54 7,75 109,31 53,52 64,60 8,81 17 55,20 59,05 3,85 56,09 0,89 58,42 3,22 63,23 8,04 108,73 53,53 64,34 9,14 18 56,00 61,97 5,97 56,78 0,78 59,63 3,63 66,46 10,46 109,93 53,93 67,78 11,78 19 56,06 60,44 4,38 56,48 0,42 59,29 3,23 64,16 8,10 107,26 51,19 65,37 9,31 20 56,65 63,17 6,52 56,79 0,14 60,42 3,77 67,17 10,53 106,49 49,84 68,66 12,01 21 59,09 63,25 4,16 59,10 0,00 62,38 3,29 66,63 7,53 103,51 44,41 68,22 9,12 22 65,53 69,76 4,23 65,53 0,00 68,82 3,29 73,12 7,59 108,20 42,67 74,57 9,05 23 64,03 68,29 4,27 64,03 0,00 67,35 3,33 71,68 7,66 107,25 43,22 72,84 8,82 24 57,33 61,66 4,33 57,33 0,00 60,83 3,49 65,21 7,88 101,42 44,09 66,36 9,02 Média 55,71 59,78 4,07 56,11 0,39 59,23 3,52 63,76 8,05 103,10 47,39 64,99 9,27 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 85 Tabela 5.23 — Preços médios diários para agosto. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 53,41 56,01 2,60 53,90 0,49 56,60 3,19 59,77 6,36 100,80 47,39 60,71 7,29 2 45,73 48,67 2,94 46,24 0,51 49,10 3,36 52,63 6,90 100,44 54,71 54,19 8,45 3 61,25 64,53 3,28 61,56 0,31 64,71 3,46 68,38 7,13 103,29 42,04 69,45 8,19 4 61,70 64,76 3,07 62,13 0,43 65,05 3,35 68,62 6,92 100,08 38,38 69,68 7,98 5 61,37 63,76 2,39 61,80 0,43 64,82 3,46 67,72 6,35 103,39 42,03 69,04 7,67 6 62,42 65,78 3,36 62,80 0,38 65,76 3,34 69,57 7,15 101,20 38,78 71,37 8,95 7 62,82 69,38 6,56 63,15 0,33 66,35 3,53 73,31 10,49 106,63 43,82 74,60 11,79 8 54,85 61,57 6,71 55,27 0,42 58,34 3,49 65,55 10,70 108,53 53,68 67,34 12,49 9 46,40 50,81 4,41 46,70 0,30 49,74 3,34 54,52 8,12 105,87 59,47 55,88 9,47 10 60,23 62,60 2,37 60,62 0,39 63,82 3,59 66,65 6,43 102,24 42,01 68,59 8,36 11 62,05 64,58 2,53 62,41 0,36 65,38 3,33 68,35 6,30 99,77 37,72 69,55 7,50 12 59,47 62,82 3,35 59,71 0,24 62,83 3,36 66,48 7,01 97,74 38,27 67,63 8,16 13 52,24 60,65 8,41 52,61 0,37 55,62 3,38 64,47 12,23 107,22 54,98 65,66 13,42 14 55,16 62,34 7,18 55,61 0,45 58,71 3,55 66,42 11,26 107,93 52,77 67,03 11,87 15 49,10 54,08 4,98 49,66 0,56 52,92 3,83 58,56 9,46 107,17 58,07 60,04 10,94 16 52,05 55,73 3,68 52,46 0,41 56,14 4,09 60,32 8,28 104,39 52,34 61,54 9,49 17 59,99 63,85 3,86 60,36 0,38 63,63 3,64 67,93 7,95 102,37 42,38 68,95 8,97 18 55,90 60,26 4,36 56,31 0,41 59,36 3,46 64,19 8,29 100,98 45,08 64,72 8,82 19 57,29 59,43 2,13 57,69 0,40 60,64 3,35 63,24 5,95 98,81 41,52 64,20 6,90 20 57,72 59,38 1,66 58,12 0,40 61,15 3,43 63,28 5,56 97,40 39,68 64,23 6,51 21 61,82 64,29 2,47 62,18 0,36 65,37 3,55 68,27 6,45 100,12 38,31 69,72 7,90 22 53,87 59,72 5,85 54,27 0,40 57,40 3,53 63,73 9,86 99,61 45,75 64,36 10,50 23 32,83 45,16 12,32 33,20 0,37 36,74 3,91 49,53 16,69 93,69 60,85 50,81 17,98 24 52,92 55,99 3,07 53,22 0,30 56,02 3,10 59,45 6,52 103,03 50,11 60,12 7,20 25 60,40 62,45 2,05 60,82 0,42 63,88 3,48 66,41 6,01 102,17 41,77 67,08 6,68 26 54,92 59,31 4,39 55,33 0,41 58,75 3,83 63,62 8,70 110,69 55,77 64,47 9,55 27 51,23 57,55 6,32 51,61 0,39 55,20 3,97 61,97 10,75 112,58 61,35 63,59 12,37 28 60,27 62,48 2,21 60,67 0,40 63,89 3,63 66,57 6,30 103,54 43,27 68,36 8,09 29 52,39 53,85 1,46 52,81 0,41 56,01 3,62 57,96 5,56 104,17 51,78 59,02 6,62 30 46,76 51,35 4,59 47,23 0,47 50,39 3,63 55,52 8,76 105,05 58,29 57,04 10,28 31 68,54 70,04 1,51 68,80 0,26 71,83 3,29 73,65 5,11 105,23 36,83 75,61 7,07 86 Resultados Obtidos O preço médio de mercado foi de 55,71 €/MWh no mês de agosto. A influência de PRE Eólica corresponde a um aumento de 4,07 €/MWh, com o preço médio mensal a elevar-se para 59,78 €/MWh. No caso da PRE Fotovoltaica, o preço sofre um ligeiro aumento de 0,39 €/MWh, elevando-se para 56,11 €/MWh. Relativamente à ausência de PRE Térmica, obteve-se um novo preço de 59,23 €/MWh, o que corresponde a um aumento de 3,52 €/MWh. Para o caso sem PRE Portugal, verificou-se um aumento de 8,05 €/MWh, para o novo preço de 63,76 €/MWh. No cenário de ausência de PRE MIBEL, o preço sofreu um aumento de 47,39 €/MWh, ou seja, o preço elevar-se-ia para 103,10 €/MWh. Por último, para o caso em que se considera a PRE de Portugal adicionada da energia produzida por fios-de-água, verificou-se um aumento de 9,27 €/MWh, estabelecendo-se o novo preço em 64,99 €/MWh. A Figura 5.8 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.8 - Preços médios mensais para agosto. 55,71 59,78 56,11 59,23 63,76 103,10 64,99 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para agosto Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 87 5.3.9 - Setembro Tabela 5.24 — Preços médios horários para setembro. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 50,16 54,24 4,09 50,16 0,00 53,55 3,39 57,71 7,55 96,84 46,69 58,81 8,65 2 47,81 54,91 7,10 47,81 0,00 51,94 4,12 59,19 11,37 97,15 49,34 60,12 12,31 3 44,52 49,82 5,31 44,52 0,00 48,28 3,77 53,69 9,18 90,93 46,42 54,24 9,72 4 44,21 48,56 4,35 44,21 0,00 47,92 3,71 52,35 8,14 91,19 46,98 52,80 8,58 5 43,57 47,92 4,35 43,57 0,00 47,33 3,76 51,75 8,18 90,47 46,90 52,24 8,67 6 44,46 48,86 4,40 44,46 0,00 48,23 3,77 52,72 8,26 91,22 46,76 53,68 9,22 7 48,48 52,79 4,31 48,48 0,00 52,18 3,70 56,57 8,09 94,52 46,04 58,40 9,92 8 51,78 55,70 3,92 51,81 0,03 55,65 3,87 59,67 7,89 94,09 42,31 61,63 9,85 9 52,96 56,48 3,52 53,26 0,30 56,73 3,77 60,63 7,68 94,97 42,01 62,98 10,03 10 55,44 58,41 2,97 56,07 0,63 59,10 3,66 62,85 7,41 98,49 43,05 65,19 9,75 11 56,37 59,02 2,65 57,25 0,87 59,95 3,58 63,62 7,24 103,64 47,27 65,86 9,48 12 55,96 58,38 2,43 56,98 1,02 59,51 3,56 63,11 7,15 107,33 51,37 65,33 9,38 13 56,23 58,52 2,29 57,31 1,08 59,72 3,49 63,22 6,99 108,77 52,54 65,36 9,13 14 55,78 58,12 2,34 56,87 1,09 59,22 3,44 62,77 6,99 108,90 53,12 64,56 8,78 15 53,56 56,01 2,45 54,64 1,08 56,93 3,38 60,59 7,03 107,25 53,69 62,25 8,69 16 51,55 54,29 2,74 52,64 1,09 55,23 3,68 59,18 7,63 104,27 52,73 60,90 9,36 17 51,11 54,10 3,00 52,03 0,92 54,73 3,63 58,77 7,67 102,45 51,35 60,58 9,47 18 52,31 56,81 4,51 53,02 0,71 56,29 3,99 61,64 9,34 103,11 50,80 63,55 11,25 19 52,55 56,92 4,36 52,83 0,28 56,19 3,63 60,96 8,41 101,87 49,32 62,68 10,12 20 53,07 56,84 3,77 53,09 0,02 56,41 3,34 60,34 7,27 99,62 46,55 62,35 9,28 21 57,36 61,24 3,88 57,36 0,00 60,71 3,34 64,72 7,36 101,10 43,74 67,27 9,91 22 60,58 64,41 3,83 60,58 0,00 63,94 3,37 67,91 7,33 104,42 43,84 70,00 9,42 23 54,32 58,12 3,80 54,32 0,00 57,82 3,50 61,73 7,41 99,88 45,55 63,60 9,27 24 50,25 54,03 3,78 50,25 0,00 53,92 3,67 57,77 7,52 96,76 46,51 59,14 8,89 Média 51,85 55,60 3,76 52,23 0,38 55,48 3,63 59,73 7,88 99,55 47,70 61,40 9,55 94 Resultados Obtidos Tabela 5.29 — Preços médios diários para novembro. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 32,07 40,33 8,26 32,10 0,03 34,61 2,54 43,43 11,36 83,34 51,27 44,81 12,75 2 45,19 49,50 4,31 45,26 0,08 47,81 2,63 52,67 7,49 98,49 53,30 54,20 9,01 3 47,87 53,19 5,32 47,99 0,12 50,61 2,74 56,83 8,96 99,99 52,12 58,56 10,69 4 49,97 58,57 8,60 50,08 0,11 52,98 3,01 62,58 12,61 98,63 48,65 64,53 14,56 5 49,37 54,45 5,08 49,45 0,08 52,51 3,14 58,60 9,23 98,35 48,99 60,78 11,41 6 53,40 56,44 3,04 53,69 0,29 56,61 3,21 60,86 7,46 97,57 44,17 63,24 9,84 7 50,44 54,88 4,44 50,81 0,38 53,54 3,10 59,24 8,80 97,65 47,21 61,35 10,92 8 40,57 47,05 6,49 40,99 0,43 43,44 2,88 51,19 10,62 101,86 61,30 53,68 13,12 9 58,14 58,96 0,81 58,47 0,32 61,49 3,35 63,33 5,18 94,79 36,65 65,95 7,80 10 59,39 60,36 0,97 59,70 0,31 62,72 3,33 64,62 5,23 93,17 33,77 68,04 8,65 11 59,84 60,12 0,28 60,15 0,31 63,16 3,32 64,32 4,47 93,15 33,31 67,44 7,60 12 60,13 60,62 0,48 60,42 0,28 63,44 3,30 64,74 4,60 92,53 32,39 68,04 7,91 13 55,10 57,85 2,75 55,37 0,26 58,36 3,25 61,86 6,76 95,48 40,37 64,95 9,85 14 50,22 54,60 4,38 50,56 0,34 53,19 2,97 58,42 8,20 95,46 45,24 61,05 10,83 15 47,95 49,05 1,10 48,32 0,38 51,24 3,29 53,25 5,31 91,33 43,39 55,60 7,65 16 56,80 57,56 0,76 57,04 0,24 60,10 3,29 61,54 4,74 94,12 37,32 64,78 7,98 17 56,35 57,94 1,59 56,57 0,23 59,39 3,04 61,60 5,25 95,42 39,08 64,27 7,92 18 58,11 59,33 1,22 58,41 0,30 61,44 3,34 63,38 5,27 95,93 37,82 66,09 7,98 19 58,16 59,03 0,87 58,43 0,26 61,36 3,20 62,85 4,69 95,31 37,15 65,35 7,19 20 49,66 52,81 3,16 49,92 0,26 52,53 2,87 56,26 6,60 97,30 47,65 57,77 8,11 21 27,48 50,72 23,24 27,63 0,15 31,60 4,12 55,43 27,95 92,68 65,19 57,55 30,06 22 38,25 46,84 8,58 38,52 0,26 40,67 2,42 49,91 11,66 126,21 87,95 51,69 13,43 23 58,47 64,99 6,53 58,75 0,28 61,64 3,18 68,82 10,35 107,71 49,24 70,95 12,49 24 60,17 64,59 4,43 60,39 0,22 63,88 3,71 68,88 8,71 96,46 36,30 70,91 10,75 25 50,88 60,40 9,52 51,09 0,21 53,52 2,64 63,54 12,66 112,82 61,94 65,13 14,25 26 50,10 58,56 8,46 50,36 0,26 52,62 2,52 61,59 11,48 107,23 57,13 62,60 12,50 27 54,49 59,53 5,04 54,75 0,26 57,52 3,03 63,10 8,61 102,00 47,51 64,07 9,58 28 47,16 51,86 4,70 47,44 0,27 49,98 2,82 55,24 8,07 99,85 52,68 56,37 9,20 29 51,99 56,64 4,65 52,96 0,97 58,75 6,76 65,03 13,04 79,92 27,93 66,25 14,26 30 60,54 64,71 4,17 60,79 0,25 64,92 4,38 69,65 9,11 93,72 33,18 72,17 11,63 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 95 No mês de novembro, o preço médio mensal de mercado foi de 51,28 €/MWh. No caso da ausência de PRE Eólica verifica-se um novo preço médio mensal de 56,05 €/MWh, correspondendo a um aumento do preço de 4,77 €/MWh. No caso da PRE Fotovoltaica, o preço sofre um ligeiro aumento de 0,27 €/MWh, elevando-se para 51,55 €/MWh. No caso da PRE Térmica, obteve-se um novo preço de 54,52 €/MWh, o que representa a um aumento de 3,25 €/MWh. Para o caso sem PRE Portugal, verificou-se um novo preço de 60,09 €/MWh, com um aumento relativo ao preço médio mensal de novembro de 8,82 €/MWh. No cenário de ausência de PRE MIBEL, o preço passou para 97,62 €/MWh, ou seja, um aumento de 46,34 €/MWh. Por último, para o caso em que se considera a PRE de Portugal adicionada da energia produzida por fios-de-água, verificou-se um aumento de 11,00 €/MWh, estabelecendo-se o novo preço em 62,27 €/MWh. A Figura 5.11 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.11 - Preços médios mensais para novembro. 51,28 56,05 51,55 54,52 60,09 97,62 62,27 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para novembro 96 Resultados Obtidos 5.3.12 -Dezembro Tabela 5.30 — Preços médios horários para dezembro. Hora Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fiosde-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 49,87 58,59 8,72 49,87 0,00 53,81 3,94 62,92 13,05 96,15 46,28 64,75 14,89 2 43,12 52,29 9,17 43,12 0,00 47,11 3,99 56,61 13,50 90,85 47,73 57,82 14,70 3 39,47 48,54 9,06 39,47 0,00 43,34 3,87 52,76 13,28 86,01 46,54 53,71 14,24 4 37,85 48,00 10,14 37,85 0,00 41,94 4,08 52,47 14,61 84,73 46,88 53,38 15,53 5 37,70 46,18 8,48 37,70 0,00 41,55 3,85 50,39 12,69 83,17 45,47 51,17 13,47 6 38,95 47,65 8,71 38,95 0,00 42,63 3,68 51,66 12,71 87,03 48,08 52,85 13,90 7 43,65 53,44 9,79 43,65 0,00 47,30 3,65 57,42 13,77 96,25 52,60 59,51 15,86 8 51,09 60,20 9,11 51,09 0,00 54,86 3,77 64,28 13,19 98,94 47,85 66,12 15,03 9 54,19 64,59 10,40 54,34 0,15 58,03 3,84 69,16 14,97 102,72 48,53 71,21 17,02 10 56,71 62,80 6,09 57,05 0,35 59,76 3,05 66,72 10,01 101,61 44,90 68,46 11,75 11 58,95 64,66 5,71 59,48 0,53 61,96 3,01 68,71 9,76 105,42 46,47 70,20 11,25 12 57,75 63,24 5,48 58,39 0,64 60,78 3,03 67,41 9,66 106,82 49,07 68,88 11,12 13 56,70 62,11 5,41 57,44 0,75 60,01 3,32 66,71 10,01 106,28 49,58 68,20 11,50 14 56,25 61,64 5,39 56,99 0,73 59,51 3,26 66,14 9,89 106,12 49,87 67,51 11,26 15 54,39 59,62 5,23 55,01 0,62 57,69 3,30 64,04 9,65 103,61 49,22 65,39 11,00 16 53,35 58,65 5,30 53,81 0,45 56,95 3,60 63,22 9,87 100,61 47,26 64,82 11,47 17 54,20 59,58 5,38 54,34 0,13 57,81 3,60 63,82 9,62 99,35 45,15 65,56 11,36 18 57,76 63,29 5,52 57,76 0,00 61,05 3,29 67,05 9,29 100,33 42,57 69,33 11,57 19 62,99 68,52 5,54 62,99 0,00 66,17 3,18 72,18 9,20 103,09 40,11 74,32 11,34 20 63,88 69,79 5,91 63,88 0,00 67,26 3,38 73,74 9,86 103,50 39,62 76,07 12,19 21 64,16 70,22 6,06 64,16 0,00 67,52 3,37 74,12 9,96 104,03 39,87 76,40 12,24 22 62,70 69,00 6,31 62,70 0,00 65,92 3,22 72,69 9,99 104,90 42,21 74,64 11,95 23 58,19 65,02 6,82 58,19 0,00 61,70 3,50 68,84 10,65 101,65 43,46 70,86 12,66 24 53,17 60,42 7,25 53,17 0,00 56,95 3,79 64,52 11,35 98,98 45,81 66,40 13,23 Média 52,79 59,92 7,12 52,97 0,18 56,32 3,52 64,07 11,27 98,84 46,05 65,73 12,94 Impacto da PRE no preço do MIBEL por mês 97 Tabela 5.31 — Preços médios diários para dezembro. Dia Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) 1 65,33 67,65 2,32 65,46 0,12 68,45 3,12 71,14 5,80 95,44 30,11 73,41 8,08 2 66,86 70,47 3,61 67,06 0,20 71,43 4,56 75,54 8,68 97,49 30,63 77,60 10,73 3 61,88 66,48 4,60 62,13 0,25 65,14 3,26 70,24 8,36 101,84 39,96 71,98 10,10 4 64,20 64,96 0,76 64,39 0,19 67,47 3,27 68,64 4,44 96,46 32,26 70,52 6,32 5 59,80 61,21 1,42 60,08 0,28 63,20 3,41 65,17 5,37 96,27 36,47 66,74 6,95 6 50,29 54,42 4,13 50,47 0,19 53,33 3,04 57,90 7,62 92,13 41,84 58,81 8,52 7 47,63 55,34 7,71 47,68 0,05 50,79 3,16 58,81 11,18 99,22 51,59 59,81 12,18 8 53,82 56,42 2,60 53,96 0,15 56,77 2,95 59,83 6,01 93,87 40,05 60,80 6,99 9 60,15 63,94 3,78 60,22 0,07 63,15 3,00 67,26 7,11 100,08 39,93 68,81 8,66 10 64,02 66,18 2,16 64,15 0,13 67,00 2,98 69,51 5,49 96,68 32,66 70,79 6,77 11 62,87 65,83 2,96 62,96 0,10 66,20 3,33 69,50 6,63 96,25 33,38 71,15 8,29 12 60,42 64,16 3,74 60,63 0,20 63,30 2,87 67,49 7,07 95,79 35,37 69,24 8,81 13 47,10 59,01 11,90 47,22 0,11 50,02 2,92 62,33 15,23 104,37 57,27 63,85 16,75 14 52,24 62,80 10,56 52,27 0,04 54,85 2,62 65,82 13,59 105,26 53,03 67,08 14,84 15 50,23 60,98 10,75 50,43 0,20 52,96 2,73 64,45 14,22 107,51 57,29 65,46 15,23 16 55,69 63,47 7,78 55,87 0,18 58,61 2,92 66,95 11,26 102,97 47,28 68,29 12,60 17 55,70 64,31 8,61 55,88 0,18 58,78 3,08 67,93 12,23 105,79 50,09 69,32 13,62 18 55,84 63,25 7,41 56,03 0,19 59,22 3,38 67,22 11,38 107,93 52,09 69,18 13,34 19 47,51 63,84 16,33 47,74 0,24 51,03 3,52 68,08 20,58 122,49 74,98 69,71 22,20 20 48,10 54,88 6,77 48,25 0,14 52,32 4,21 60,04 11,93 87,60 39,50 62,61 14,51 21 59,85 64,61 4,76 60,43 0,58 67,82 7,97 74,27 14,42 84,24 24,39 79,68 19,83 22 55,42 60,45 5,03 55,59 0,17 59,94 4,52 65,65 10,23 96,31 40,89 67,94 12,52 23 57,34 59,29 1,95 57,43 0,08 60,80 3,46 63,24 5,90 92,04 34,70 65,04 7,69 24 48,37 53,03 4,66 48,55 0,18 51,78 3,41 57,08 8,71 96,78 48,41 58,88 10,51 25 45,20 52,99 7,79 45,56 0,36 48,83 3,63 57,55 12,35 101,70 56,50 58,83 13,63 26 41,92 53,58 11,67 42,21 0,29 45,10 3,18 57,53 15,61 105,15 63,24 58,52 16,61 27 28,85 58,25 29,40 29,14 0,29 34,26 5,41 64,57 35,72 102,21 73,35 66,53 37,68 28 34,38 52,14 17,75 34,46 0,08 38,04 3,66 56,44 22,06 104,57 70,18 57,58 23,20 29 47,12 51,54 4,42 47,34 0,22 50,13 3,01 55,45 8,33 93,45 46,33 56,45 9,33 30 40,61 51,58 10,97 40,71 0,10 43,82 3,20 55,53 14,91 102,36 61,75 56,57 15,96 31 47,85 50,38 2,53 47,95 0,10 51,31 3,46 54,84 6,99 79,81 31,96 56,52 8,67 98 Resultados Obtidos O preço médio mensal no mês de dezembro foi de 52,79 €/MWh. No caso sem a PRE Eólica, o preço eleva-se para 59,92 €/MWh, com o respetivo aumento de 7,12 €/MWh. Para a simulação sem a presença de PRE Fotovoltaica, o preço volta a sofrer um ligeiro aumento, neste caso de 0,18 €/MWh, para o novo preço de 52,97 €/MWh. Relativamente à PRE Térmica, a sua ausência implica uma subida de preço de 3,52 €/MWh, estabelecendo-se um novo preço de 56,32 €/MWh. No caso sem a PRE de Portugal, obtêm-se um novo preço de 64,07€/MWh, com o aumento de 11,27 €/MWh relativo ao preço médio mensal. No cenário da PRE do MIBEL, verifica-se um preço de 98,84 €/MWh, com o respetivo aumento de 46,05 €/MWh. Na eventualidade de ausência de PRE de Portugal e de fios-de-água, o preço sofre um aumento de 12,94 €/MWh, para o novo preço de 65,73 €/MWh. A Figura 5.12 representa os preços médios mensais para os diferentes casos analisados. Figura 5.12 - Preços médios mensais para dezembro. 52,79 59,92 52,97 56,32 64,07 98,84 65,73 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preços médios mensais para dezembro Reflexão sobre o Impacto da PRE nos preços do MIBEL 99 5.4 – Reflexão sobre o Impacto da PRE nos preços do MIBEL Na secção anterior foram apresentados os resultados médios horários, médios diários e médios mensais, sendo separados em subsecções correspondendo cada uma a um mês. De seguida são expostos os valores médios mensais de preço e de variação de preço. Nesta secção apresentam-se também as reflexões sobre os resultados obtidos e sobre o impacto da Produção em Regime Especial nos preços do Mercado Ibérico de Eletricidade. 100 Resultados Obtidos Tabela 5.32 — Valores médios mensais de preço e de variação de preço. Mês Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água Preço (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Preço (€/MWh) Variação (€/MWh) Janeiro 51,65 57,39 5,73 51,88 0,23 55,44 3,78 61,96 10,31 103,94 52,29 64,83 13,18 Fevereiro 42,64 50,19 7,55 42,86 0,22 45,98 3,34 54,50 11,86 97,33 54,68 58,79 16,15 Março 43,35 49,62 6,27 43,73 0,38 47,04 3,69 54,20 10,85 101,21 57,87 59,07 15,71 Abril 45,46 49,99 4,53 45,83 0,38 49,08 3,62 54,32 8,87 99,97 54,51 57,76 12,30 Maio 45,12 51,33 6,21 45,57 0,45 48,79 3,67 55,94 10,82 105,52 60,40 59,15 14,03 Junho 54,71 57,49 2,77 55,14 0,42 58,12 3,40 61,48 6,77 102,33 47,62 63,22 8,51 Julho 59,55 63,56 4,01 60,00 0,45 62,83 3,27 67,37 7,82 103,94 44,39 68,57 9,01 Agosto 55,71 59,78 4,07 56,11 0,39 59,23 3,52 63,76 8,05 103,10 47,39 64,99 9,27 Setembro 51,85 55,60 3,76 52,23 0,38 55,48 3,63 59,73 7,88 99,55 47,70 61,40 9,55 Outubro 49,91 56,47 6,55 50,13 0,21 53,29 3,37 60,42 10,51 100,90 50,98 62,29 12,38 Novembro 51,28 56,05 4,77 51,55 0,27 54,52 3,25 60,09 8,82 97,62 46,34 62,27 11,00 Dezembro 52,79 59,92 7,12 52,97 0,18 56,32 3,52 64,07 11,27 98,84 46,05 65,73 12,94 Média 50,34 55,62 5,28 50,67 0,33 53,84 3,51 59,82 9,48 101,19 50,85 62,34 12,00 Mínimo 42,64 49,62 2,77 42,86 0,18 45,98 3,25 54,20 6,77 97,33 44,39 57,76 8,51 Máximo 59,55 63,56 7,55 60,00 0,45 62,83 3,78 67,37 11,86 105,52 60,40 68,57 16,15 Reflexão sobre o Impacto da PRE nos preços do MIBEL 101 Figura 5.13 - Preços médios mensais por tecnologia para o ano de 2015. 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Preço (€/MWh) Mês Preços médios por mês Pólo Português Sem PRE Eólica Sem PRE Fotovoltaica Sem PRE Térmica Sem PRE Portugal Sem PRE MIBEL Sem PRE Portugal + fios-de-água 102 Resultados Obtidos O preço médio anual no ano de 2015 foi de 50,34 €/MWh, tendo se verificado o preço máximo de 59,55 €/MWh no mês de julho e o preço mínimo de 42,64 €/MWh para o mês de fevereiro, como pode ser observado na Figura 5.14. A ausência de Produção em Regime Especial Eólica corresponde a um aumento médio de 5,28 €/MWh, com o preço médio a fixar-se nos 55,62 €/MWh. Verifica-se uma variação mínima de 2,77 €/MWh no mês de junho, que corresponde a um período de menor intensidade de vento e uma variação máxima de 7,55 €/MWh no mês de fevereiro, que corresponde a um mês de Inverno com uma maior intensidade de vento. No ano de 2015, cerca de 21,29 % da produção de energia em Portugal teve origem em Produção em Regime Especial Eólica. No caso sem PRE Fotovoltaica, constatou-se que o preço sofreria um ligeiro aumento médio de 0,33 €/MWh, sendo este aumento reduzido devido à quantidade reduzida de energia fotovoltaica em Portugal. No caso sem PRE Térmica, obteve-se um preço médio anual de 53,84 €/MWh, o que corresponde a um aumento médio de 3,51 €/MWh, verificando-se uma variação quase constante ao longo do ano. Para o caso sem PRE Portugal, verificou-se um preço médio anual de 59,82 €/MWh, com um aumento médio de 9,48 €/MWh. Observou-se uma variação máxima mensal de 11,86 €/MWh no mês de fevereiro, sendo que este máximo corresponde também ao máximo de variação do caso sem PRE Eólica devido à elevada quantidade de energia produzida em parques eólicos em Portugal. O mesmo pode ser constatado para a variação mínima de 6,77 €/MWh, que ocorre para o mês de junho. No ano de 2015, a Produção em Regime Especial correspondeu a 38,49 % da produção de energia em Portugal. No cenário de sem a presença de PRE MIBEL, o preço médio anual seria de 101,19 €/MWh, ou seja, um aumento médio de 50,85 €/MWh. A variação de preço máxima foi de 60,40 €/MWh, tendo ocorrido para o mês de maio e a variação de preço mínima foi de 44,39 €/MWh no mês de julho. Por último, para o caso em que se considera a PRE de Portugal adicionada da energia produzida por fios-de-água, energia esta que também entre em mercado a preço nulo, verificou-se um preço médio anual de 62,34 €/MWh, correspondendo a um aumento de 12,00 €/MWh. As variações máxima e mínima correspondem aos mesmos meses verificados para o caso sem PRE Eólica e para o caso sem PRE Portugal. As Figuras 5.14 a 5.20 representam graficamente a evolução do preço no Pólo Português, do preço sem PRE Eólica, do preço sem PRE Fotovoltaica, do preço sem PRE Térmica, do preço sem PRE Portugal, do preço sem PRE MIBEL e do preço sem PRE Portugal adicionada da energia produzida por fios-de-água, respetivamente. Reflexão sobre o Impacto da PRE nos preços do MIBEL 103 Figura 5.14 - Preços médios mensais para o polo português. Figura 5.15 - Preços médios mensais para o caso sem PRE Eólica. Figura 5.16 - Preços médios mensais para o caso sem PRE Fotovoltaica. 51,65 42,64 43,35 45,46 45,12 54,71 59,55 55,71 51,85 49,91 51,28 52,79 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 Preço (€/MWh) Pólo Português 57,39 50,19 49,62 49,99 51,33 57,49 63,56 59,78 55,60 56,47 56,05 59,92 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 Preço (€/MWh) Sem PRE Eólica 51,88 42,86 43,73 45,83 45,57 55,14 60,00 56,11 52,23 50,13 51,55 52,97 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 Preço (€/MWh) Sem PRE Fotovoltaica 110 Resultados Obtidos Figura 5.22 - Impacto da Produção em Regime Especial na fatura de eletricidade [47]. Relativamente aos produtores, a entrada da Produção em Regime Especial a preço nulo em mercado e a consequente diminuição do preço marginal, implica que as tecnologias com custos de produção mais elevados como as centrais térmicas não sejam tão necessárias para a produção de energia. O problema que daqui advém é o facto de a produção térmica ser necessária em caso de falha da produção renovável e, deste modo, o investimento em tecnologias de produção térmica não ser incentivado com preços de mercado cada vez menores. Em Portugal e Espanha existem mecanismos que permitem remunerar a disponibilidade de potência e minimizar este problema, como é o caso da Garantia de Potência/Pagamentos de Capacidade. Em fevereiro de 2015, a Comissão Europeia, lançou várias medidas que pretendem garantir a segurança do aprovisionamento, a competitividade e a sustentabilidade, bem como tornar a Europa numa economia sustentável, hipocarbónica e respeitadora do ambiente e assumirá a liderança na produção de energia renovável e na luta contra o aquecimento do planeta. A Comissão Europeia delineou objetivos energéticos para 2020, 2030 e 2050. O investimento na produção de energia renovável pode, no entanto, agravar o problema referido anteriormente Objetivos para 2020:  20 % de redução, pelo menos, das emissões de gases com efeito de estufa relativamente aos níveis de 1990;  20 % de energia obtida a partir de fontes renováveis; Impacto do aumento da PRE nos preços do MIBEL 111  20 % de melhoria da eficiência energética. Objetivos para 2030:  40 % de redução das emissões de gases com efeito de estufa até 2030;  27 % da energia da UE, pelo menos, obtida a partir de fontes renováveis;  27 - 30 %, de aumento da eficiência energética;  15 % de interligação elétrica entre os países da UE, ou seja, 15 % da eletricidade produzida na UE pode ser transferida para outros países da UE. Objetivos para 2050:  80-95 % de diminuição das emissões de gases com efeito de estufa relativamente aos níveis de 1990 [48]. De modo a cumprir os objetivos energéticos delineados para a União Europeia é necessário a integração dos mercados. Apesar desta integração ser uma realidade existente na Europa há alguns anos, esta integração de mercados localiza-se principalmente a nível regional, sendo o passo seguinte a integração destes mercados regionais. Esta estratégia europeia de integração dos mercados para além de permitir atingir os objetivos referidos, permite obter a segurança de fornecimento, uma maior concorrência devido ao maior número de empresas envolvidas, uma melhor e cuidada racionalidade dos recursos e investimentos, uma maior transparência e eficiência, bem como uma harmonização das tarifas regulatórias. Através de iniciativas conjuntas de desenvolvimento da integração de mercados, como o Price Coupling of Region, a Europa tem vindo a tentar criar um mercado interno de energia único. No entanto o objetivo de um preço único só ocorreu numa única ocasião, no dia 19 de maio de 2014, entre as 16 horas e as 17 horas. A interligação dos mercados da eletricidade deve constituir, nos próximos anos, uma prioridade política para a União Europeia, a todos os níveis. Uma proposta a alguns destes desafios poderá ser a reestruturação das tarifas de eletricidade à semelhança do que aconteceu nas telecomunicações, com o pagamento de uma tarifa de um serviço fixo de energia. 112 Resultados Obtidos 113 Capítulo 6 Conclusão 6.1 - Conclusões As reestruturações que têm ocorrido no setor elétrico nas últimas décadas, com o intuito da desverticalização do setor proporcionaram a liberalização de certas atividades permitindo o aumento da competitividade no setor. A nível Europeu tem se assistido à criação de diversos mercados regionais de entre os quais o Mercado Ibérico de Eletricidade englobando Portugal e Espanha. De modo à adoção de novas políticas energéticas para aumentar a produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis ou endógenas, foi criado o conceito de Produção em Regime Especial. Como referido, este tipo de produção é remunerada com base em feedin. As tarifas feed-in pretendem estimular o investimento em tecnologias emergentes. À medida que essas tecnologias se demonstram mais maduras, a tarifa deveria sofrer uma diminuição até à sua completa retirada. No entanto a Produção em Regime Especial é integrada no mercado em Pool a preço nulo, relevando a importância do estudo do impacto da PRE nos preços do MIBEL. A Produção em Regime Especial tem uma elevada influência nos preços do Mercado Ibérico de Eletricidade, tendo-se verificado para o ano de 2015 um preço médio anual de 50,34 €/MWh, valor este que se elevaria para 55,32 €/MWh sem a presença de Produção em Regime Especial Eólica, o que corresponde a uma subida de 5,28 €/MWh. Da análise mensal realizada concluise que este valor varia conforme o mês considerado, ou seja, num mês de inverno a variação é consideravelmente superior à média, enquanto que num mês de verão é inferior à média de variação anual. A Produção em Regime Especial Fotovoltaica revela, no entanto, um impacto inferior devido à quantidade reduzida de painéis fotovoltaicos instalados em Portugal. Neste 114 Conclusão caso, o preço elevar-se ia para 50,67 €/MWh, sofrendo uma variação de apenas 0,33 €/MWh no preço médio anual. No caso sem a Produção em Regime Especial Térmica a variação seria de 3,51 €/MWh, com o preço a elevar-se para 53,84 €/MWh. Neste tipo de produção assiste-se a uma variação média mensal quase constante ao longo do ano, não sendo influenciada pelo mês em estudo. A ausência de toda a Produção em Regime Especial de Portugal implicaria uma elevação do preço médio anual para 59,82 €/MWh, com uma variação de 9,48 €/MWh. Neste caso, a variação do preço depende principalmente da Produção em Regime Especial Eólica, visto esta corresponder a 21,29 % da produção de energia em Portugal. No caso do estudo do impacto da Produção em Regime Especial de todo o Mercado Ibérico de Eletricidade, verificase uma considerável variação de 50,85 €/MWh, com o preço médio anual a subir para 101,19 €/MWh. Com a consideração da Produção em Regime Especial de Portugal adicionada da produção proveniente de fios-de-água, observa-se uma variação de 12,00 €/MWh, com o preço médio anual a subir para os 62,34 €/MWh. Neste trabalho foi avaliado o impacto da Produção em Regime Especial de todo o Mercado Ibérico de Eletricidade nos preços de mercado. Para além disso, seria interessante o estudo do impacto das diversas tecnologias, tal como foi feito para Portugal. Para tal, seria necessário o conhecimento dos valores de produção eólica e fotovoltaica em Espanha para cada hora, uma vez que os dados disponibilizados por tecnologia eram só pertencentes a Portugal. Os dados em falta teriam de provavelmente ser disponibilizados pelo operador da rede espanhola. Apesar das reestruturações que ocorreram nas últimas décadas no setor elétrico, este encontra-se ainda em desenvolvimento e com desafios para o futuro, como o caso do investimento e subsidiação de tecnologias que pode conduzir aos problemas referidos na secção 5.5 do Capítulo 5, bem como o caso da integração dos mercados regionais com o objetivo da criação de um mercado único a nível europeu. Referências 115 Referências [1] http://www.edisontechcenter.org/HistElectPowTrans.html. Último acesso a 18/Fevereiro/2016. [2] João Paulo Tomé Saraiva, José Luís Pinto Ferreira da Silva, Maria Teresa Ponce de Leão, Mercados de Eletricidade - Regulação e Tarifação de Uso das Redes, FEUP Edições, 2002. [3] José Pedro Sucena Paiva, Redes de Energia Elétrica: uma análise sistemática, IST Press, Abril 2005. [4] Carlos Lopes, Jérôme Adnot, Preparing Energy Efficiency Mechanisms in the Portuguese Electricity Sector Centre d’Energétique, Ecole des Mines de Paris. 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