Análise dos Resultados do Mercado Ibérico de Eletricidade no ano de 2014 e no primeiro semestre de 2015

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Análise dos Resultados do Mercado Ibérico de Eletricidade no Ano de 2014 e no Primeiro Semestre de 2015 Jorge Filipe Martins Corujas Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Prof. Doutor João Paulo Tomé Saraiva 21 de Fevereiro de 2016 c Jorge Corujas, 2016 Resumo Desde a segunda metade do século XX têm-se observado reformas profundas em vários setores económicos no sentido da liberalização e desregulamentação de forma a admitir a participação de vários agentes com vista a ser criado um ambiente mais competitivo. A restruturação do setor elétrico culminou na criação de mercados transnacionais de eletricidade, integrando mercados de eletricidade de diversos países num único mercado. O Mercado Ibérico de Eletricidade, MIBEL, é um dos novos mercados de eletricidade existentes na Europa e que abrange os mercados de eletricidade de Portugal e de Espanha, tendo entrado em funcionamento em 2007. O MIBEL encontra-se organizado em Mercado Diário e Intradiário, em que são definidos o preço e as quantidades de energia a serem transacionadas para todas as horas do dia seguinte, em Mercados de Serviços de Sistema e num mercado a prazo. O preço grossista da energia elétrica passou a ser formado como resultado de um mecanismo de mercado assente no encontro entre a oferta e a procura de energia. A formação de preços no contexto do MIBEL depende também do mecanismo de gestão de congestionamentos nas interligações entre Portugal e Espanha, nomeadamente o Market Splitting que, quando ativado, separa os mercados atribuindo um preço diferente para cada área de operação. Este trabalho visa então avaliar o funcionamento do MIBEL analisando os seus resultados para o Mercado Diário e para o Mercado Intradiário, considerando quantidades e preços de energia transacionada, volume económico transacionado, gestão de congestionamentos e ativação de Market Splitting, e tecnologias que marcaram o preço de mercado. Esta análise diz respeito aos resultados do ano de 2014 e do primeiro semestre de 2015. Adicionalmente, será feita uma comparação dos resultados do primeiro semestre do ano de 2015 e de 2014. Os resultados mais relevantes serão também alvo de comparação com anos anteriores desde 2010. i ii Abstract Since the second half of the 20th century deep reforms have been undertaken in various economic sectors aiming at liberalizing and deregulating the economy in order to allow the participation of several actors creating a more competitive environment. The restructuring of the electricity sector culminated in the creation of transnational electricity markets, incorporating electricity markets of different countries into a single market. The Iberian Electricity Market, MIBEL, is one of the new electricity markets in Europe that covers the Portuguese and Spanish electricity markets, operating since 2007. The MIBEL is organized in a Daily and a Intraday Market, where the price and the quantities of energy to be traded for every hour of the next day are set, Ancillary Services Markets and a long term market. The price of electricity is now formed as a result of a market mechanism that matches the supply and demand of electricity. This price also depends on how the congestion of the interconnections between Portugal and Spain is managed, a mechanism called Market Splitting that, when activated, separates the two areas assigning a different price for each area of operation. The work presented in this document aims to evaluate the performance of the MIBEL by analyzing its results for the Daily Market and the Intraday Market in terms of the amount and price of traded energy, economic volume traded, congestion management and activation of Market Splitting, and the technologies that determined the market-clearing price. This work focuses the results of the year of 2014 and the first semester of 2015. In addition, a comparison is made between the results of the first semester of 2015 and 2014. The the most relevant results are also subject to a comparative analysis between 2015 and previous years since 2010. iii iv Agradecimentos Em primeiro lugar, quero agradecer aos meus pais por tudo o que me deram ao longo da minha vida, em especial o apoio e incentivo nesta fase final dos meus estudos. Um obrigado ao meu irmão pela companhia, amizade e pela paciência que teve como meu companheiro de casa nestes últimos anos. Quero agradecer também à Carolina por todo o seu carinho e afeto. O seu apoio foi incondicional e, sem ele, teria sido imensamente mais difícil ultrapassar os obstáculos ao longo do caminho. Agradeço a todos os meus amigos de Bragança pelos bons momentos com eles passados e por, cada um à sua maneira, terem contribuído para alegrar os meus dias. Aos amigos da FEUP um muito obrigado, por todas as dúvidas, discussões técnicas, partilha de conhecimentos e camaradagem. Finalmente gostaria de agradecer ao Professor Doutor João Saraiva, o meu orientador na Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, por toda a disponibilidade que sempre demonstrou ao longo do semestre. Jorge Corujas v vi “A journey of a thousand miles begins with a single step” Laozi vii xiv LISTA DE FIGURAS 4.7 Volume económico transacionado, em ke, para cada dia do mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]........................ 41 4.8 Evolução dos preços horários da energia elétrica no Mercado Diário, em e/MWh para o mês de janeiro de 2014 em Portugal e em Espanha [28]........... 42 4.9 Evolução da diferença dos preços da energia elétrica do Mercado Diário, em e/MWh entre Portugal e Espanha no mês de janeiro de 2014 [28]......... 42 4.10 Evolução da capacidade de exportação/importação e utilização de interligações de Espanha para Portugal, no mês de janeiro de 2014 [28]............... 43 4.11 Curvas de propostas de compra e de venda de energia elétrica, na hora 10 do dia 4 de janeiro, em Portugal [28]............................. 44 4.12 Curvas de propostas de compra e de venda de energia elétrica, na hora 10 do dia 4 de janeiro, em Espanha [28]............................. 44 4.13 Energia diária por tecnologia em Espanha no mês de janeiro de 2014 e percentagem de cada tecnologia face à produção total [28]. ................ 45 4.14 Energia diária por tecnologia em Portugal no mês de janeiro de 2014 e percentagem de cada tecnologia face à produção total [28]. ................ 46 4.15 Número de horas por dia em que cada tecnologia marcou preço do Mercado Diário e evolução do preço médio diário durante o mês de janeiro de 2014, em Espanha (em cima) e em Portugal (em baixo) [28]...................... 47 4.16 Número de dias para cada hora em que cada tecnologia marcou o preço do Mercado Diário e evolução do preço médio horário mensal, durante o mês de janeiro de 2014, em Espanha (em cima) e em Portugal (em baixo) [28]. ......... 47 4.17 Evolução dos valores de energia contratada, em GWh, no Mercado Diário para cada dia de agosto de 2014 em Espanha e em Portugal [28]. ........... 50 4.18 Evolução dos valores máximos e mínimos horários de energia contratada, em MWh, no Mercado Diário para cada dia de agosto de 2014 em Espanha e em Portugal [28]..................................... 50 4.19 Valores de energia contratada por dia, em MWh, e evolução do preço médio diário da energia elétrica, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de agosto de 2014 em Espanha e em Portugal [28]........................... 51 4.20 Evolução dos valores mínimos horários, médios diários e máximos horários do preço da energia elétrica, por dia, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de agosto, em Espanha e em Portugal [28]....................... 52 4.21 Volume económico transacionado, em ke, para cada dia do mês de agosto de 2014, em Portugal e em Espanha [28]........................ 52 4.22 Evolução da capacidade de exportação/importação e ocupação de interligações de Espanha para Portugal, no mês de agosto de 2014 [28]............... 53 4.23 Energia diária por tecnologia em Espanha, no mês de agosto de 2014 e percentagem de cada tecnologia face à produção total [28]. ................ 55 4.24 Energia diária por tecnologia em Portugal, no mês de agosto de 2014 e percentagem de cada tecnologia face à produção total [28]. ................ 55 4.25 Número de horas por dia em que cada tecnologia marcou o preço do Mercado Diário no MIBEL e evolução do preço médio diário durante o mês de agosto de 2014 [28]....................................... 55 4.26 Número de dias para cada hora em que cada tecnologia marcou o preço do Mercado Diário no MIBEL e evolução do preço médio diário durante o mês de agosto de 2014 [28]..................................... 56 LISTA DE FIGURAS xv 4.27 Energia total transacionada no Mercado Diário do MIBEL, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013, e 2014 em GWh [28]. ..................... 56 4.28 Valores mensais de energia total transacionada no Mercado Diário do MIBEL, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 em GWh [28]. .............. 57 4.29 Evolução mensal da energia total transacionada no Mercado Diário do MIBEL, no ano de 2014, em GWh, em Portugal e em Espanha [28]. [28]............ 57 4.30 Preço médio anual da energia elétrica transacionada no Mercado Diário do MIBEL, em e/MWh, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014, em Portugal e em Espanha [28]..................................... 58 4.31 Energia transacionada por mês, em GWh, e evolução do preço médio mensal, em e/MWh, no Mercado Diário do MIBEL, no ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28]..................................... 59 4.32 Evolução dos preços mínimos, médios e máximos mensais da energia transacionada no Mercado Diário do MIBEL, em e/MWh, para Portugal e para Espanha, no ano de 2014 [28]................................. 59 4.33 Valores de volume económico transacionado no Mercado Diário do MIBEL, em Me, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 [28]. .............. 60 4.34 Volume económico transacionado mensal no Mercado Diário do MIBEL, em Me, para o ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28]................ 60 4.35 Número de horas de Market Splitting por mês, durante o ano de 2014, para Portugal e para Espanha [28]. .............................. 61 4.36 Evolução das quantidades de energia transacionada mensal no Mercado Diário do MIBEL, em GWh, por tecnologia durante o ano de 2014, em Portugal [28]. . . . 62 4.37 Evolução das quantidades de energia transacionada mensal no Mercado Diário do MIBEL, em GWh, por tecnologia durante o ano de 2014, em Espanha [28]. . . . 62 4.38 Percentagem de cada tecnologia face à produção total em Portugal, à esquerda, e em Espanha, à direita, para 2014 [28]........................ 63 4.39 Valores de quantidade de energia transacionada, em GWh, por tecnologia, no MIBEL, para os anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 [28]. ............ 63 5.1 Evolução dos valores de energia diária transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, no mês de janeiro de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. . 67 5.2 Valores de energia transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, e evolução dos preços médios diários, em e/MWh, no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]............................. 68 5.3 Evolução dos preços, mínimos, médios e máximos diários, em e/MWh, no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. ............... 69 5.4 Preços médios mensais e energia transacionada, em e/MWh e GWh respetivamente, por sessão do Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28].................................. 69 5.5 Valores diários de volume económico transacionado nas seis sessões do Mercado Intradiário do MIBEL, em ke, no mês de janeiro de 2014, para Portugal e para Espanha [28]..................................... 70 5.6 Evolução dos valores de energia diária transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, no mês de agosto de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. . 72 5.7 Valores de energia transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, e evolução dos preços médios diários, em e/MWh, no mês de agosto de 2014, em Portugal e em Espanha [28]............................. 73 xvi LISTA DE FIGURAS 5.8 Evolução dos preços, mínimos, médios e máximos diários, em e/MWh, no mês de agosto de 2014, em Portugal e em Espanha [28]................. 74 5.9 Preços médios mensais e energia transacionada, em e/MWh e GWh respetivamente, por sessão do Mercado Intradiário, no mês de agostoo de 2014, em Portugal e em Espanha [28]................................ 74 5.10 Valores diários de volume económico transacionado nas seis sessões do Mercado Intradiário do MIBEL, em ke, no mês de agosto de 2014, para Portugal e para Espanha [28]..................................... 75 5.11 Valores mensais de energia transacionada no Mercado Intradiário e no Mercado Diário, em GWh, no ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28]......... 75 5.12 Evolução do preço médio mensal de energia transacionada no Mercado Intradiário e no Mercado Intradiário, em e/MWh, no ano de 2014, em Portugal e em Espanha [28].......................................... 76 5.13 Valores mensais de volume económico transacionado no Mercado Intradiário e no Mercado Diário, em Meno ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. . . . . 76 6.1 Evolução dos valores de energia transacionada, em MWh, no Mercado Diário para cada dia do mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]........ 79 6.2 Evolução dos valores máximos e mínimos horários de energia transacionada, em MWh, no Mercado Diário, para cada dia de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]..................................... 80 6.3 Valores de energia transacionada por dia, em MWh, e evolução do preço médio diário, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de janeiro de 2015 em Espanha [28].......................................... 81 6.4 Valores de energia transacionada por dia, em MWh, e evolução do preço médio diário, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de janeiro de 2015 em Portugal (em baixo) [28].................................... 81 6.5 Evolução dos valores mínimos horários, médios diários e máximos horários do preço da energia elétrica, por dia, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28].................. 82 6.6 Evolução da diferença de preços médios diários entre Portugal e Espanha, em e/MWh, para cada dia do mês de janeiro de 2015 [28]............... 82 6.7 Volume económico transacionado, em ke, para cada dia do mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]........................ 83 6.8 Evolução dos preços horários da energia elétrica no Mercado Diário, em e/MWh para o mês de janeiro de 2015 em Portugal e em Espanha [28]........... 84 6.9 Evolução da diferença dos preços da energia elétrica do Mercado Diário, em e/MWh entre Portugal e Espanha no mês de janeiro de 2015 [28]. ........ 84 6.10 Evolução da capacidade de exportação/importação e utilização das interligações entre Espanha e Portugal, no mês de janeiro de 2015 [28]. ............ 85 6.11 Energia diária por tecnologia em Espanha, no mês de janeiro de 2015, à esquerda, e percentagem de cada tecnologia face à produção total, à direita [28]....... 86 6.12 Energia diária por tecnologia em Portugal, no mês de janeiro de 2015, à esquerda, e percentagem de cada tecnologia face à produção total, à direita [28]....... 86 6.13 Número de horas por dia em que cada tecnologia marcou preço do Mercado Diário e evolução do preço médio diário durante o mês de janeiro de 2015, em Espanha (em cima) e em Portugal (em baixo) [28]...................... 87 LISTA DE FIGURAS xvii 6.14 Número de dias para cada hora em que cada tecnologia marcou o preço do Mercado Diário e evolução do preço médio horário mensal, durante o mês de janeiro de 2015, em Espanha (em cima) e em Portugal (em baixo) [28]. ......... 88 6.15 Energia transacionada no Mercado Diário, em GWh, durante os meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]............. 89 6.16 Preço médio mensal, em e/MWh, durante os meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. ..................... 89 6.17 Volume económico transacionado no Mercado Diário do MIBEL, em ke, durante os meses de janeiro de 2014 e de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. 90 6.18 Variação da energia total produzida mensal, em percentagem, por tecnologia, entre o mês de janeiro de 2014 e janeiro de 2015 em Portugal e em Espanha [37] [39]. . 91 6.19 Peso de cada tecnologia produtora de energia elétrica face à geração total, em janeiro de 2015 (em cima) e em janeiro de 2014 (em baixo), em Espanha [28]. . . 91 6.20 Peso de cada tecnologia produtora de energia elétrica face à geração total, em janeiro de 2015 (em cima) e em janeiro de 2014 (em baixo), em Portugal [28] [39]. 92 7.1 Evolução dos valores de energia diária transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, no mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]. . 97 7.2 Valores de energia transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, e evolução dos preços médios diários, em e/MWh, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. ............................ 98 7.3 Evolução dos preços, mínimos, médios e máximos diários, em e/MWh, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. ................. 98 7.4 Capacidade das interligações entre Portugal e Espanha, na sessão 3 do Mercado Intradiário, no dia 11 de janeiro de 2015 [28]. ................... 99 7.5 Curvas agregadas de compra e de venda na sessão 3 do Mercado Intradiário, na hora 14 do dia 31 de janeiro, para Portugal [28]................... 99 7.6 Preços médios da energia transacionada, em e/MWh, por sessão do Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. ...... 100 7.7 Valores diários de volume económico transacionado nas seis sessões do Mercado Intradiário do MIBEL, em ke, no mês de janeiro de 2015, para Portugal e para Espanha [28]..................................... 100 7.8 Energia transacionada no Mercado Intradiário, em GWh, e preço médio mensal, em e/MWh, durante os meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. ................................. 101 7.9 Energia transacionada no Mercado Intradiário, em GWh, e preço médio mensal, em e/MWh, durante os meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. ................................. 102 7.10 Volume económico transacionado no Mercado Intradiário do MIBEL, em ke, durante os meses de janeiro de 2014 e de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]........................................ 102 xviii LISTA DE FIGURAS Lista de Tabelas 3.1 Cronologia de eventos relevantes para a criação do MIBEL [23] ......... 26 3.2 Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT [35]............ 33 4.1 Sessões do Mercado Diário relativas a Espanha [28]................ 36 4.2 Sessões do Mercado Diário relativas a Portugal [28]................ 36 4.3 Valores diários máximos e mínimos de energia transacionada, em MWh, no Mercado Diário no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]...... 37 4.4 Valores horários máximos e mínimos de energia transacionada no Mercado Diário, em MWh, no mês de janeiro de 2014, em Espanha e em Portugal [28]....... 38 4.5 Valores horários máximos e mínimos do preço da energia elétrica transacionada no Mercado Diário, em e/MWh, no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]..................................... 39 4.6 Valores totais, mínimos e máximos diários de volume económico transacionado no Mercado Diário, em ke, no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28].......................................... 41 4.7 Energia produzida, em GWh, por tecnologia, durante o mês de janeiro de 2014 em Portugal e em Espanha [37][37]. .......................... 45 4.8 Sessões do Mercado Diário relativas a Espanha [28]................ 48 4.9 Sessões do Mercado Diário relativas a Portugal [28]................ 49 4.10 Valores diários máximos e mínimos de energia transacionada no Mercado Diário, em MWh, no mês de agosto de 2014, em Espanha e em Portugal [28]....... 50 4.11 Valores horários máximos e mínimos de energia transacionada no Mercado Diário, em MWh, no mês de agosto de 2014, em Espanha e em Portugal [28]....... 51 4.12 Valores totais, mínimos e máximos diários de volume económico transacionado no Mercado Diário, em ke, no mês de agosto de 2014, em Portugal e Espanha [28]. 52 4.13 Energia produzida, em GWh, por tecnologia durante o mês de agosto de 2014 em Portugal e em Espanha [37][39] .......................... 54 4.14 Número de horas em que o mecanismo de Market Splitting foi ativado, durante os anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 [28]. ................... 61 5.1 Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, no Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2014, em Espanha [28]. .............................. 66 5.2 Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, no Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2014, em Portugal [28]. .............................. 66 5.3 Valores mínimos e máximos diários de energia transacionada no Mercado Intradiário, em MWh, no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. . . 67 xix xx LISTA DE TABELAS 5.4 Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, do Mercado Intradiário, no mês de agosto de 2014, em Espanha [28]. .............................. 71 5.5 Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, do Mercado Intradiário, no mês de agosto de 2014, em Portugal [28]. .............................. 71 5.6 Valores mínimos e máximos diários de energia transacionada no Mercado Intradiário, em MWh, no mês de agosto de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. . . 72 6.1 Sessões do Mercado Diário relativas a Portugal[28]................. 78 6.2 Sessões do Mercado Diário relativas a Espanha[28]................. 78 6.3 Valores diários máximos e mínimos de energia transacionada, em MWh, no Mercado Diário no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28] . . . . . 80 6.4 Valores horários máximos e mínimos de energia transacionada no Mercado Diário, em MWh, no mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]. . . . . . . 80 6.5 Valores horários máximos e mínimos do preço da energia elétrica transacionada no Mercado Diário, em e/MWh, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]..................................... 81 6.6 Valores totais, mínimos e máximos diários de volume económico transacionado no Mercado Diário, em ke, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. 83 6.7 Energia produzida, em GWh, por tecnologia, durante o mês de janeiro de 2015 em Portugal e em Espanha [37] [39] .......................... 85 6.8 Número de horas de Market Splitting com Espanha como parte exportador e com Portugal como parte exportadora e variação percentual do preço médio mensal entre Espanha e Portugal, no mês de janeiro de 2014 e no mês de janeiro de 2015 [28]92 7.1 Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, no Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2015, em Espanha [28]. .............................. 96 7.2 Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, no Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2015, em Portugal [28]. .............................. 96 7.3 Valores mínimos e máximos diários de energia transacionada no Mercado Intradiário, em MWh, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. . . 97 Abreviaturas e Símbolos CNE Comisión Nacional de Energía CNSE Comisión Nacional del Sistema Eléctrico CUR Comercializador de Último Recurso EDP Energias de Portugal ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos ENTSO-E European Network of Transmission System Operators of Electricity IPMA Instituto Português do Mar e da Atmosfera ISO Independent System Operator LOSEN Ley Orgánica del Sector Eléctrico Nacional MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade OMI Operador de Mercado Ibérico OMIE Operador del Mercado Ibérico - Polo Español OMIP Operador de Mercado Ibérico - Pólo Português PRE Produção em Regime Especial PRO Produção em Regime Ordinário REE Red Eléctrica de España REN Redes Energéticas Nacionais RND Rede Nacional de Distribuição RNT Rede Nacional de Transporte SEI Sistema Elétrico Independente SEN Sistema Elétrico Nacional SENV Sistema Elétrico Não Vinculado SEP Sistema Elétrico de Serviço Público TSO Transmission System Operator xxi Capítulo 1 Introdução 1.1 Enquadramento e Objetivos Com a criação do mercado diário do MIBEL em 2007 alterou-se a estrutura do processo de transação de energia elétrica, concretizando um passo importante na liberalização dos setores elétricos de Portugal e de Espanha. Desde então, o MIBEL tem sido alvo de modificações estruturais nomeadamente de reforço da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha de forma a melhor acomodar o crescente fluxo energético proveniente de fontes renováveis. Este trabalho tem então como objetivo averiguar de que modo o funcionamento do MIBEL foi afetado por estas modificações, analisando os seus resultados no que refere à quantidade de energia transacionada e respetivo preço, volume económico transacionado, ativação do mecanismo de Market Splitting, e tecnologias que marcaram o preço de fecho de mercado. Neste trabalho foram analisados os resultados do Mercado Diário e do Mercado Intradiário do MIBEL no ano de 2014 e no primeiro semestre do ano de 2015. No ano de 2014, o estudo incidiu no mês de janeiro, um mês de inverno, e no mês de agosto, um mês de verão. Para o primeiro semestre de 2015 foi analisado unicamente o mês de janeiro. Adicionalmente, foram comparados os resultados de 2014 com os de anos anteriores desde 2010 tendo também sido efetuada uma análise comparativa entre os valores de janeiro de 2014 e janeiro de 2015. Todos os dados utilizados relativamente aos resultados do Mercado Diário e Intradiário são de domínio público e disponibilizados pelo Operador de Mercado Ibérico, OMIE. 1.2 Estrutura do Documento Este documento encontra-se estruturado em oito capítulos. No presente capítulo são apresentados o enquadramento do trabalho, os principais objetivos e a sua estrutura. No Capítulo 2, Mercados de Eletricidade, é apresentada a evolução cronológica do setor elétrico, incluindo as progressivas modificações que foram realizadas até à época da sua restruturação. O novo modelo organizacional é também abordado, detalhando a sua estrutura de funcionamento e as atividades que o integram. 1 8Mercados de Eletricidade 2.3.2 Pool simétrico Nos mecanismos em pool simétrico são transmitidas ofertas de compra e de venda de energia elétrica, permitindo assim um maior grau de liberdade. Como referido anteriormente, as ofertas de venda devem incluir o nó de injeção, a disponibilidade de produção em cada período e o preço mínimo que se pretende ver remunerado o serviço. Em relação às ofertas de compra deverá ser indicado o nó de absorção, a potência pretendida para cada intervalo e o preço máximo que se admite pagar pela energia elétrica. O preço de mercado é obtido através de um processo em que as ofertas de venda são ordenadas por ordem crescente dos preços oferecidos e as ofertas de compra são ordenadas por ordem decrescente dos preços respetivos. O ponto de intersecção das curvas corresponderá ao preço de mercado – Market Clearing Price – e a energia elétrica respetiva corresponde à quantidade negociada – Market Clearing Quantity [1], tal como se pode observar na Figura 2.4. Figura 2.4: Pool simétrico [4]. As propostas aceites encontram-se à esquerda do ponto de interseção das curvas agregadas de compra e venda. As restantes propostas serão recusadas pois não há ofertas de compra com um preço superior ao das ofertas de venda que ainda não foram despachadas [1]. Caso se verifique a viabilidade técnica do despacho, os agentes produtores serão remunerados e as cargas vão pagar o Preço de Encontro do Mercado. Esta remuneração é atrativa pois as entidades produtoras cujo preço das propostas seja inferior ao Preço de Encontro do Mercado serão pagas segundo este preço de referência, à exceção do agente produtor responsável pela última proposta de venda a ser aceite [3]. As propostas de venda podem ser simples ou complexas. Nas propostas simples não há interação temporal entre as propostas transmitidas por uma mesma entidade, isto é, a proposta é apresentada para um intervalo de tempo e não depende das propostas apresentadas para intervalos de tempo anteriores e posteriores. As propostas complexas estão relacionadas com aspetos relativos à operação dos grupos geradores tais como a existência de valores mínimos de produção, 2.3 Modelos 9 rampas de subida e descida e o requisito de remuneração mínima relacionado com a recuperação de custos de arranque e de paragem. As propostas de compra apresentadas no mercado refletem a avaliação que os consumidores fazem em relação ao benefício que resulta da utilização da energia elétrica. Desta forma, até um determinado preço, o benefício é considerado superior ao preço a pagar pela energia. Ultrapassado esse preço, a compra dessa energia torna-se economicamente inviável. Assim, o objetivo do mercado em pool é então a maximização da Função de Benefício Social, Social Welfare Function em literatura inglesa. Graficamente, esta função corresponde à área entre as curvas agregadas das ofertas de compra e de venda, tal como representado na Figura 2.4. A formulação matemática do problema é dada então por (2.1)a(2.4). max Z= Nc ∑ i=1 Co f Ci ×P Ci − Ng ∑ j=1 Co f G j ×PG j (2.1) Suj: 0≤P Ci ≤Po f Ci (2.2) 0≤PG j ≤Po f G j (2.3) Nc ∑ i=1 P Ci = Ng ∑ j=1 PG j (2.4) Nesta formulação: •Nc– número de propostas de compra; •Ng– número de propostas de venda; •i– índice da proposta de compra de energia; •j– índice da proposta de venda de energia; •Co f Ci – preço que a carga iestá disposta a pagar pelo consumo de energia; •Co f G j – preço que a produção jpretende receber por unidade de energia; •P Ci – potência despachada relativa à carga i; •PG j – potência despachada relativa à produção j; •Po f Ci – potência da proposta de compra relativa à carga i; •Po f G j – potência da proposta de venda relativa à produção j. 10 Mercados de Eletricidade De notar que o leilão decorre de uma maneira mais eficiente quanto mais competição houver, isto é, se o número de agentes for elevado e se cada agente possuir uma pequena capacidade de produção. Diminui então a volatilidade no preço de fecho de mercado e as curvas de ofertas de compra e venda apresentarão menores descontinuidades que por sua vez levará a uma diminuição de eventuais posições de domínio de mercado por parte de alguns agentes [1]. 2.3.3 Pool assimétrico Nos mercados em pool assimétrico apenas são apresentadas propostas de venda, sendo a procura normalmente modelizada por previsões de consumo por parte dos comercializadores e clientes elegíveis para o intervalo de tempo de negociação. Este modelo admite assim que a carga é completamente inelástica e que está disposta a pagar o preço que for necessário para ser integralmente alimentada. Nestas condições, os preços finais são então fortemente influenciados pelas ofertas de venda, pelo nível de procura e pela ocorrência ou não de saída de serviço de geradores [1]. Na Figura 2.5 está representado o funcionamento deste modelo. Figura 2.5: Pool assimétrico [4]. Para o pool assimétrico, a formulação matemática é dada por (2.5)a(2.7). max Z=− Ng ∑ j=1 Co f G j ×PG j ⇔min Z= Ng ∑ j=1 Co f G j ×PG j (2.5) Suj: 0≤PG j ≤Po f G j (2.6) Ng ∑ j=1 PG j = Nc ∑ i=1 Pspec Ci (2.7) 2.3 Modelos 11 Nesta formulação: •Nc– número de previsões de carga; •Ng– número de propostas de venda; •Co f G j – preço que a produção jpretende receber por unidade de energia; •PG j – potência despachada relativa à produção j; •Pspec Ci – potência prevista para a carga i; •Po f G j – potência da proposta de venda relativa à produção j. Os mercados em pool podem também ser caracterizados por serem obrigatórios ou voluntários, de acordo com a existência ou não de imposições legais que obriguem à apresentação de ofertas de venda e/ou compra por parte das respetivas entidades. Num mercado do tipo obrigatório não são admitidas outras formas de relacionamento comercial entre produtores, por um lado, e comercializadores, consumidores elegíveis e agentes externos, por outro. Nos mercados voluntários estas entidades poderão apresentar as suas propostas a este mercado ou recorrer a mecanismos denominados contratos bilaterais para adquirir energia [5]. 2.3.4 Contratos Bilaterais No modelo de mercado tipo pool os produtores e consumidores não se conseguem identificar entre si, sendo as propostas de ambos os lados apresentadas no mercado centralizado que fica encarregue de as organizar de modo a obter um despacho puramente económico. A alternativa consiste no estabelecimento de mecanismos contratuais para aquisição de energia, denominados contratos bilaterais, que permitem um relacionamento comercial direto entre as entidades envolvidas. Estes pretendem então responder de forma adequada ao risco inerente ao funcionamento dos mercados a curto prazo e conferir às entidades consumidoras uma capacidade real de eleger o fornecedor com o qual se pretendem relacionar [5]. Os contratos bilaterais podem ser físicos ou de caráter financeiro [1]. Os contratos bilaterais físicos permitem estabelecer um relacionamento direto entre as entidades produtoras e consumidoras. Usualmente englobam prazos iguais ou superiores a 1 ano e neles constam informações como o preço do serviço e condições de fornecimento tais como a qualidade de serviço, a modulação da potência ao longo do período de contrato e os nós de injeção e absorção. Como a realização destes contratos implica alterações na forma de exploração do sistema elétrico é necessário comunicar as quantidades de energia negociadas e previstas ao Operador de Sistema de forma avaliar a viabilidade técnica dos mesmos. No entanto, o Operador de Sistema não tem qualquer conhecimento do preço negociado [1]. Existem também os contratos do tipo financeiro que surgiram como forma de lidar com o risco mais acentuado decorrente do funcionamento de mercados a curto prazo em termos de volatilidade 12 Mercados de Eletricidade dos preços [1]. Estes podem ser Contratos às Diferenças, Contratos de Futuros ou Contratos de Opções. Nos contratos às diferenças, ou CFDs – Contracts for Differences em literatura inglesa, é estabelecido um preço alvo, Target Price, entre as entidades envolvidas de tal modo que se este for superior ao preço de mercado a entidade consumidora paga à entidade produtora a diferença. Nos períodos em que o preço-alvo for inferior ao preço de mercado a entidade produtora paga a diferença entre o preço de mercado e o preço-alvo à entidade consumidora [1]. O funcionamento deste modelo encontra-se descrito na Figura 2.6. Figura 2.6: Representação gráfica do funcionamento de um contrato às diferenças [1]. Nos Contratos de Futuros e nos Contratos de Opções há a possibilidade de reservar a utilização de energia elétrica, para um determinado horizonte temporal, a um dado preço acordado por ambas as partes. Nos Contratos de Futuros é imposta a utilização efetiva do recurso ao fim do prazo estabelecido independentemente da evolução do preço de mercado. O risco de perdas financeiras associado a este tipo de contratos não se coloca nos Contratos de Opções pois a não utilização do recurso reservado é uma possibilidade no caso do surgimento de uma melhor oportunidade de investimento [1]. 2.3.5 Modelo Misto Na generalidade dos países onde se verifica a reestruturação do setor elétrico tem sido adotado um modelo que permite a existência em simultâneo de um mercado centralizado em pool com o estabelecimento de contratos bilaterais físicos e/ou financeiros. Este tipo de estrutura está ilustrado na Figura 2.7. O modelo misto corresponde então um pool voluntário podendo haver também a possibilidade de estabelecer contratos bilaterais do tipo financeiro. A validação técnica de todos os contratos de tipo físico e dos despachos do pool é realizada pelo Operador de Sistema que contrata os serviços auxiliares necessários. Em situações de congestionamento o Operador de Sistema devolve a informação recebida às entidades que a enviaram e pode proceder à ativação de mercados de ajustes, recebendo propostas de incrementos ou decrementos de potência, ou então pode recorrer a 2.4 Serviços de Sistema 13 Figura 2.7: Modelo misto de exploração do setor elétrico [1]. um mecanismo de separação de mercados, Market Splitting em literatura inglesa, assunto a abordar no Capítulo 3[1]. 2.4 Serviços de Sistema A qualidade de serviço técnica é de extrema importância na exploração de sistemas elétricos em corrente alternada. É necessário alimentar as cargas de forma contínua mantendo sob valores apertados de tolerância certas grandezas como os valores de tensão e frequência, esta última relacionada com o equilíbrio entre as potências ativas geradas e consumidas em cada momento. A título de exemplo, numa rede isolada constituída somente por um gerador ligado a uma carga onde não são consideradas as perdas existentes no sistema, é possível estabelecer a equação do balanço energético (2.8) [2][6]: PM−P C= dWcin dt (2.8) Nesta formulação: •PM– potência mecânica fornecida pela máquina primária (por exemplo, uma turbina) ao gerador; •P C– potência da carga; •Wcin – energia cinética das massas girantes. A energia cinética é proporcional ao quadrado da velocidade angular e consequentemente à frequência. Com um desequilíbrio nas potências irá surgir uma variação de energia e com ela um aumento ou diminuição da velocidade/frequência, dependendo do sinal desta variação. Tendo em conta as dificuldades relacionadas com o armazenamento de energia, esta situação faz com que seja crucial, na operação do sistema, manter o equilíbrio entre a produção e o consumo [6]. 14 Mercados de Eletricidade A tensão é alvo de um controlo menos rigoroso mas de extrema importância. Como a maior parte da energia é transmitida ao nível da rede de transporte, cuja reactância é mais elevada que a resistência, o controlo de tensão está assim associado ao controlo da energia reativa. Mantendo a tensão nos terminais dos equipamentos dentro de valores aceitáveis contribui para um melhor desempenho dos mesmos diminuindo o risco de ficarem danificados. Por outro lado, é vantajoso minimizar o trânsito de potência reativa na rede de forma a reduzir as perdas e maximizar a capacidade de transferência de energia ativa [2]. Os Serviços de Sistema podem ser de cariz obrigatório, alvo de negociação em mercados específicos geridos normalmente pelo Operador de Sistema e/ou podem também ser negociados através do estabelecimento de contratos bilaterais [3]. É da responsabilidade dos Serviços de Sistema garantir a qualidade, estabilidade, fiabilidade e segurança do fornecimento de energia elétrica. Apesar de a sua definição não ser consensual, estes serviços comportam o controlo frequência e potência ativa (assegurando o equilíbrio entre a produção e a carga), o controlo tensão e potência reativa e blackstart [2]. 2.4.1 Controlo de Frequência e Reservas Os serviços relativos ao controlo de frequência e às reservas de potência ativa são realizados ao nível das centrais e da própria rede de transporte. Podem ser divididos em três grandes categorias: controlo primário, controlo secundário e controlo terciário [7]. A ENTSO-E - European Network of Transmission System Operators of Electricity, é a entidade que agrega todos os TSO na União Europeia e outras redes conectadas. Esta entidade trata de diferentes questões técnicas e de mercado, promovendo o desenvolvimento das interligações das redes europeias. A ENTSO-E definiu então diversos critérios relativos aos serviços de sistema como a definição dos diferentes tipos de reserva dependendo da sequência em que são ativadas, ao seu tempo de resposta e à sua localização, como se ilustra na Figura 2.8. Figura 2.8: Ativação das reservas após perturbação [8]. A reserva primária é a primeira resposta aquando do surgimento de uma perturbação no sistema sendo ativada ao fim de alguns segundos após a ocorrência de um incidente e está associada à resposta automática local das unidades produtoras a variações rápidas de carga. Após a ocorrência 2.5 Mercados Intradiários 15 de uma perturbação, e consequente desvio de frequência, os controlos locais de todas as máquinas sincronizadas com o sistema elétrico são ativados pelo controlo primário antes do desvio ser superior a 50 mHz. Para a Europa, a ENTSO-E definiu uma potência de reserva primária total de 3000 MW, alocada às diversas áreas de controlo [8] [9]. A ativação da reserva secundária é da responsabilidade do Operador de Sistema e deve ocorrer até 30 segundos após a ocorrência da perturbação, depois da ação da reserva primária se encontrar finalizada, e deve ser terminada ao fim de 15 minutos. Está associado a um controlo zonal de frequência e controlo de intercâmbios de potência entre áreas e é assistido por teleregulação sendo usualmente controlada pelo Automatic Generation Control – AGC [7] [8] [9]. A reserva terciária é ativada depois da secundária e, ao contrário desta, ocorre de forma não automática sendo ativada pelo Operador de Sistema. Esta reserva permite libertar as reservas secundárias assim que o valor da frequência volta ao valor nominal. 2.4.2 Controlo de Tensão e Potência Reativa O objetivo do controlo de tensão e potência reativa é manter o módulo das tensões nos nós da rede dentro de níveis apropriados e pode ser fornecida sob a forma de um serviço obrigatório, relacionado com a regulação automática de tensão, devido ao funcionamento dos reguladores de tensão, ou um serviço remunerado, que corresponde ao controlo de tensão e de potência reativa. No serviço remunerado o controlo é da responsabilidade do Operador do Sistema que define as quantidades de energia reativa a produzir ou absorver por cada entidade envolvida [8]. 2.4.3 Blackstart Oblackstart é um serviço do sistema no âmbito do qual os grupos geradores com possibilidade de arranque autónomo, constituídos por máquinas que possuem a capacidade de ser energizadas sem se encontrarem conectadas ao sistema elétrico, dotam o sistema da capacidade de passar de um estado de não operacionalidade, devido por exemplo a um “apagão” ou blackout, para uma situação de operacionalidade sem a necessidade de qualquer outra rede de energia elétrica auxiliar [7] [8]. 2.5 Mercados Intradiários Os mercados de ajustes, ou intradiários, entram em funcionamento em horas do dia predefinidas de forma a possibilitar o ajuste das propostas de compra e de venda de energia, contribuindo assim para o alívio de congestionamentos que possam surgir após o resultado do Mercado Diário e assegurando o equilíbrio entre a energia produzida e a carga. 16 Mercados de Eletricidade Capítulo 3 Mercado Ibérico de Eletricidade 3.1 O setor elétrico em Espanha 3.1.1 História do setor elétrico espanhol O primeiro registo histórico de uma aplicação prática de eletricidade em Espanha data ano de 1852 em Barcelona quando o farmacêutico Domenech iluminou o seu estabelecimento. A partir de 1876 teve início em Espanha a eletrificação industrial, com a empresa La Maquinista Terrestre y Maritima a tornar-se a primeira do país a estabelecer um contrato de fornecimento de eletricidade. Com a subscrição de um crescente número de contratos por parte de outras empresas, foi criada, por José Dalmau e filho em 1881, a Sociedad Española de Electricidad, primeira empresa elétrica Espanhola [10]. Em 1885 foi publicado um primeiro decreto referente às instalações elétricas e, três anos mais tarde, surgiu uma Ordem Real que regulava a iluminação elétrica dos teatros, proibindo expressamente a iluminação com lâmpadas de gás autorizando apenas lâmpadas a óleo como um sistema de emergência. O desenvolvimento acelerado da indústria elétrica levou à criação de numerosas empresas nas duas últimas décadas do século XIX. Em 1901, foram publicadas as primeiras estatísticas oficiais, segundo as quais 61% da capacidade instalada era de origem térmica, enquanto 39% usava a água como força motriz [11]. Até ao início da década de 1970, o cenário do setor elétrico espanhol era caraterizado pela sua expansão acelerada, impulsionada pela estabilidade derivada dos elevados aumentos anuais de carga, tendo a produção triplicado desde os finais da década de 20. No entanto, com as crises petrolíferas de 1973 e 1979, de forma a reduzir a dependência de petróleo do país foi aprovada aLey de Conservación de La Energia. No início da década de 80 a indústria elétrica espanhola encontrava-se num estado de grave crise financeira, com elevadas dívidas ao exterior devido ao sobreinvestimento baseado em perspetivas demasiado otimistas relativamente ao crescimento da procura. A rede elétrica espanhola encontrava-se fragmentada em regiões pobremente conectadas, com as diferentes empresas elétricas criando a sua própria rede orientada ao autoabastecimento. Com o objetivo de impedir a falência dessas empresas o Estado Espanhol interveio nacionalizando 17 24 Mercado Ibérico de Eletricidade Figura 3.4: Setor elétrico português atual [19]. tendo em vista o bom funcionamento do sistema. A expansão do SEN fica igualmente a cargo da REN e é planeada através de estudos com um horizonte temporal de seis anos, atualizados de dois em dois anos, e posteriormente submetidos à ERSE para aprovação. O financiamento da expansão do sistema de transporte provém da receita da atividade de transporte que por sua vez é sustentada pela Tarifa de Utilização da Rede de Transporte, TURT, incluída na Tarifa de Acesso às Redes que é paga por todos os consumidores [3][19]. A distribuição, tal como o setor do transporte, é efetuada em regime de monopólio regulado através da concessão exclusiva à EDP Distribuição. Nesta atividade estão inseridas as redes de alta e média tensão bem como as de baixa tensão que são, no entanto, propriedade dos municípios. O setor da distribuição tem como principais funções gerir o fluxo de energia na rede de distribuição e assegurar a manutenção dos níveis de segurança, fiabilidade e qualidade de serviço. A remuneração desta atividade é feita através da Tarifa de Uso da Rede de Distribuição, TURD, também ela incluída na Tarifa de Acesso às Redes[3]. 3.3 MIBEL 25 A atividade de comercialização é realizada em ambiente concorrencial mas sujeita a um regime de licenciamento. Uma vez satisfeita a condição de elegibilidade, as entidades comercializadoras podem então vender e comprar energia elétrica livremente, sendo-lhes conferido o direito de acesso às redes de distribuição e de transporte mediante o pagamento das tarifas de acesso reguladas pela ERSE [3][19]. Atualmente, em Portugal, os consumidores têm liberdade de escolha do seu comercializador de energia e de trocar de fornecedor a qualquer momento sem qualquer tipo de custo adicional. O comercializador é denominado Livre caso atue no Mercado Liberalizado e, em Portugal, estão presentes várias entidades deste tipo tais como a EDP Comercial, Iberdrola, Endesa, entre outras. Caso opere no Mercado Regulado é designado por Comercializador de Último Recurso, CUR, cujo papel é desempenhado atualmente em Portugal continental pela EDP Serviço Universal. O CUR tem como obrigação assegurar o fornecimento de energia elétrica a todos os consumidores regulados, recebendo a respetiva remuneração através de tarifas e preços regulados. O CUR deve obter toda a energia proveniente da PRE, podendo ainda adquirir energia nos mercados organizados, como o MIBEL. Desde 1 de janeiro de 2013 tem-se procedido gradualmente à extinção das tarifas reguladas para todos os clientes, tendo estes que transitar para o Mercado Liberalizado até final do ano de 2017. É aplicada uma tarifa transitória aos consumidores que ainda não estão no mercado liberalizado, atualizada trimestralmente[20]. 3.3 MIBEL 3.3.1 Aspetos Gerais Tal como referido anteriormente, em 1996 foi aprovada a Diretiva Europeia 96/92/CE com a qual se pretendia promover a liberalização as atividades do setor elétrico com o objetivo final de alargar os mercados regionais para um mercado europeu de energia elétrica. Nesta perspetiva, foi criado Mercado Ibérico de Eletricidade, MIBEL, resultante de um compromisso político entre os Governos de Portugal e de Espanha. Esta ação teve como objetivo constituir e desenvolver um mercado de eletricidade comum, no âmbito do processo de integração dos sistemas elétricos de ambos os países da Península Ibérica [21]. O MIBEL foi o segundo mercado regional de energia elétrica a ser formado, sendo os países nórdicos como pioneiros com a criação do Nordpool. As conversações entre os Governos dos dois países da Península Ibérica sobre a união e coordenação conjunta dos seus sistemas elétricos iniciaram-se em 1998 tendo sido, a 29 de julho, assinado um Memorando de Acordo. A 14 de novembro de 2001 foi oficializado o compromisso para a Criação do Mercado Ibérico de Eletricidade ficando definido que o MIBEL entraria em funcionamento a 1 de janeiro de 2003, algo que não viria efetivamente a acontecer[22]. Na Tabela 3.1 encontra-se uma sequência cronológica onde se destacam os eventos relevantes para a criação do MIBEL. O MIBEL iria iniciar a sua operação mais tarde que o previsto, com o arranque definitivo a dar-se a 1 de julho de 2007. Este atraso deu-se pela discordância de calendário dos dois Governos 26 Mercado Ibérico de Eletricidade 14 de novembro de 2001 Protocolo de colaboração entre as administrações Espanhola e Portuguesa para a criação do MIBEL; outubro de 2002 Acordo para criar o OMI, com dois pólos. {Spot Market} - OMEL; Mercado de Derivados - OMIP; janeiro de 2004 1oConvénio Internacional para criar o MIBEL; 1 de outubro de 2004 Cimeira Ibérica de Santiago de Compostela - 2oConvénio 18 e 19 de novembro de 2005 Cimeira de Évora - arranque do OMIP definido para 1 de julho de 2006; 3 de julho de 2006 Lançamento do MIBEL - arranque do OMIP/OMIClear; 25 de novembro de 2006 Cimeira de Badajoz - novo ímpeto para o MIBEL; 1 de julho de 2007 Início do funcionamento do MIBEL; 18 e 19 de janeiro de 2008 Cimeira Luso-Espanhola, realizada em Braga, para a revisão do acordo estabelecido anteriormente; 22 de janeiro de 2009 Cimeira realizada em Zamora - constituição definitiva do Operador do Mercado Ibérico. Tabela 3.1: Cronologia de eventos relevantes para a criação do MIBEL [23] devido a várias questões de índole política de ambas as partes. Em termos de objetivos principais, o MIBEL visava [24]: •Estruturar o funcionamento do mercado liberalizado; •Beneficiar os consumidores de eletricidade dos dois países; •Construir um preço de referência único para toda a Península Ibérica; •Facultar o livre acesso ao mercado, em condições de igualdade, transparência e objetividade; •Favorecer a eficiência económica das empresas do setor elétrico e promover a livre concorrência entre as mesmas. Com os sistemas elétricos dos dois países já integrados, o MIBEL abrangia inicialmente um mercado de 29 milhões de consumidores, 6 milhões de consumidores em Portugal e 23 milhões de consumidores em Espanha, com um consumo anual perto dos 311,3 TWh [25]. 3.3.2 Estrutura e funcionamento O modelo de funcionamento do Mercado Ibérico de Eletricidade assenta num modelo misto que integra um mercado em pool simétrico e voluntário, sob a forma de Mercados Diário e Intradiário, juntamente com possibilidade de realizar contratos bilaterais físicos e financeiros [26]. Em outubro de 2002, na XVIII Cimeira Luso-Espanhola em Valência, ficou definido a existência de um Operador de Mercado Ibérico, o OMI, que viria a ser formado por dois pólos: o OMEL, pólo espanhol cujo operador já existia em Madrid, e o pólo português, o OMIP [22]. A contratação de energia pode então acontecer através dos chamados Mercados Organizados, nos quais se inserem: 3.3 MIBEL 27 •Um mercado spot de contratação à vista, a partir do OMIE, que engloba os mercados Diário e Intradiário. No mercado diário são comunicadas as propostas de venda e de compra de eletricidade para o dia seguinte ao da negociação. No mercado Intradiário são processadas as propostas de compra e venda de eletricidade para o próprio dia; •Um mercado de contratação a prazo, a cargo do OMIP, onde se estabelecem compromissos relativos à produção e à compra de energia em prazos mais alargados. Para além dos Mercados Organizados é também possível negociar a compra e a venda de energia através do estabelecimento de contratos bilaterais, em que os agentes se comprometem a comprar e vender energia para vários horizontes temporais, os denominados Mercados Não Organizados [25]. A Figura 3.5 apresenta a estrutura organizativa do MIBEL. Figura 3.5: Esquema organizacional do MIBEL [25]. 3.3.3 OMIE Como referido anteriormente, o Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español, S.A., OMIE está encarregue da gestão económica do mercado, mais concretamente do mercado de contratação à vista em que se insere o Mercado Diário, ou Day-Ahead Market, e o Mercado Intradiário, ou mercado de ajustes [27]. 28 Mercado Ibérico de Eletricidade 3.3.3.1 Mercado Diário O Mercado Diário do MIBEL é a plataforma em que se realiza o maior volume de transações dos sistemas elétricos de Portugal e de Espanha, mais concretamente as transações relativas ao dia seguinte ao da negociação. O preço de mercado é formado para cada uma das 24 horas de cada dia e para cada um dos 365 ou 366 dias de cada ano, tendo como referência a hora espanhola. Os agentes intervenientes podem ser produtores disponíveis que não se encontram vinculados a um contrato bilateral físico e que são, por isso, obrigados a apresentar propostas no mercado diário, e comercializadores não residentes registados como vendedores. Nos agentes compradores de energia devem estar os comercializadores de último recurso, comercializadores, consumidores e agentes externos registados como compradores. No Mercado Diário são cruzadas então as propostas de compra e de venda de energia elétrica para cada hora do dia seguinte. Após efetuada a ordenação das mesmas é determinado o preço de mercado e a quantidade negociada para cada período horário do dia seguinte, tal como se ilustra na Figura 3.6. Figura 3.6: Curvas agregadas de compra e de venda de energia elétrica no OMIE para a primeira hora do dia 1 de janeiro de 2015 [28]. No Mercado Diário do MIBEL as ofertas de compra e de venda podem conter de 1 a 25 lanços para cada hora e incluem a quantidade e preço da energia elétrica envolvida. O preço deverá ser crescente em cada lanço no caso da venda, e decrescente no caso da compra. O Mercado Diário é portanto um modelo pool onde as propostas efetuadas podem ser simples ou complexas. Caso sejam simples, as ofertas expressam apenas o preço e a quantidade de energia a serem negociados. As propostas complexas incluem também o preço e da quantidade de energia que se pretende para além de indicarem condições técnicas e económicas a respeitar, das quais: •Condição de indivisibilidade - permite fixar, no primeiro lanço de cada hora, um valor mínimo de funcionamento; •Graduação de carga - permite estabelecer a diferença máxima entre a potência no início de hora e a potência no final de uma hora da unidade de produção, o que limita a energia máxima a alocar em função do despacho da hora anterior e da seguinte, para evitar mudanças 3.3 MIBEL 29 bruscas nas unidades de produção que pode não ser possível seguir devido às caraterísticas técnicas dos grupos; •Remuneração mínima - permite a realização de uma condição para todas as horas do dia seguinte, embora tenha em conta que a unidade de produção não participa no resultado da concertação do dia se não obtiver para o conjunto da sua produção no dia, uma remuneração superior a uma quantidade fixa, estabelecida em cêntimos de euros, mais uma remuneração variável estabelecida em cêntimos de euro por cada kWh alocado; •Paragem programada - permite que, caso a unidade de produção tenha sido retirada do despacho por não cumprir a condição solicitada de remuneração mínima, realize uma paragem programada num tempo máximo de três horas. Desta forma, evita-se 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. 3.3.3.2 Mercado Intradiário O Mercado Intradiário do MIBEL surge como uma plataforma complementar ao Mercado Diário sendo a entrega física da energia elétrica realizada no próprio dia da contratação com o objetivo de ajustar as quantidades transacionadas no Mercado Diário. Assim, este mercado gere os desvios a curto prazo previstos para os programas de produção de energia e consumo correspondendo também a um mecanismo necessário para resolver eventuais congestionamentos da rede de transporte e avarias de equipamentos da rede elétrica, tais como saídas de serviço de determinado gerador ou geradores [29]. Os vendedores autorizados a participar neste mercado são os mesmos que participaram na correspondente sessão do Mercado Diário ou que tenham estabelecido um contrato bilateral. No que toca aos produtores, existe uma exceção para aqueles que tenham estado indisponíveis para participar no Mercado Diário mas que tenham regressado à disponibilidade de produção durante o Mercado Intradiário. Este mercado possibilita a compra de energia elétrica por parte de agentes que normalmente a vendem, produtores, assim como é possível a venda de energia elétrica por partes de entidades que usualmente a compram, os comercializadores. Tal como a Figura 3.7 ilustra, este mercado é constituído por seis sessões, sendo em cada uma delas formado o preço para as horas a serem negociadas. A primeira sessão determina o preço para as últimas 4 horas do dia D-1 e para as 24 horas do dia D, enquanto a sexta sessão forma o preço para as últimas 9 horas do dia D. O dia D corresponde ao dia em que ocorrerá a entrega física da eletricidade negociada [24]. 30 Mercado Ibérico de Eletricidade Figura 3.7: Sessões do Mercado Intradiário [29]. 3.3.4 OMIP O pólo português do Operador do Mercado Ibérico, OMIP, foi criado a 16 de junho de 2003, encontra-se sediado em Lisboa e assegura a gestão do mercado de contratação a prazo do MIBEL. Esta gestão é efetuada em conjunto com a OMIClear, sociedade constituída e detida pelo OMIP, que tem a seu cargo as funções da Câmara de Compensação e Contraparte Central das operações aí realizadas [30]. O OMIP fica encarregue da realização das negociações, enquanto que o seu registo é da responsabilidade do OMIClear. A OMIClear apresenta-se como comprador face ao vendedor e como vendedor face ao comprador, de forma a controlar todas as operações minimizando assim os riscos assumidos pelos participantes [30]. Os processos a cargo do OMIP e da OMIClear são anónimos, ou seja, garante-se que os participantes do mercado não detêm qualquer informação sobre a identidade das entidades compradoras e vendedoras. Os principais objetivos do OMIP passam por contribuir para o desenvolvimento do MIBEL promovendo preços de referência ibéricos, disponibilizando instrumentos eficientes de gestão de risco garantindo assim um modelo de mercado adequado a todas as entidades participantes. A estrutura do mercado de contratação a prazo do MIBEL é apresentada na Figura 3.8. No OMIP são negociados contratos de futuros, contratos forward e contratos SWAP. Os contratos de futuros são contratos padronizados de compra ou venda de energia para um determinado horizonte temporal, nos quais o comprador se compromete a adquirir eletricidade no período de entrega e o vendedor se compromete a disponibilizar essa mesma eletricidade a um preço determinado no momento da transação. Podem ser contratos de liquidação financeira ou física, e assumem-se como o produto mais transacionado pelo OMIP. Este tipo de contratos efetua liquidações numa base diária recorrendo ao preço do Mercado Diário para a área espanhola do MIBEL [8]. Os contratos forward diferem dos contratos de futuro especialmente no que toca à base temporal em que se dá a liquidação. Estes contratos não tem liquidações diárias mas sim mensais. São negociados em mercado e registados pelo OMIClear unicamente para efeitos de compensação das operações bilaterais [8]. 3.3 MIBEL 31 Figura 3.8: Estrutura do mercado de contratação a prazo do MIBEL [31]. Os contratos SWAP são padronizados e de cariz exclusivamente financeiro. São caracterizados por realizarem a troca da posição em preço variável por uma posição de preço fixo, ou vice-versa, conforme o sentido da troca. Estes contratos destinam-se a gerir o risco financeiro, não existindo, por isso, entrega do produto subjacente mas apenas a liquidação das margens correspondentes [24]. No OMIP é possível efetuar liquidações de operações em “mercado ao balcão”, ou Over The Counter, OTC em literatura inglesa, já firmadas entre as partes, com o mercado organizado a encarregar-se do risco das contrapartes, com a gestão necessária das garantias [24]. 3.3.5 Market Splitting A capacidade que se encontra disponível para o trânsito de energia entre os sistemas Português e Espanhol nem sempre permite acomodar a totalidade do fluxo de energia transacionado pelos agentes de mercado. De forma a gerir esta situação de congestionamento o MIBEL recorre a um mecanismo de separação de mercados, também conhecido como Market Splitting. Com a aplicação deste mecanismo resultam preços diferenciados para a zona portuguesa e para a zona espanhola nas horas em que o congestionamento foi identificado, sendo este mais elevado na área importadora. O funcionamento deste mecanismo encontra-se ilustrado na Figura 3.9. Quando ocorre a separação de mercados, originando preços distintos entre as duas áreas, é criada uma renda de congestionamento cujas receitas são atribuídas aos operadores das redes de transporte de ambos os lados. Esta remuneração tem como fim a promoção de medidas para a redução dos congestionamentos e o investimento em instalações que permitam aumentar a capacidade de interligação [24]. 32 Mercado Ibérico de Eletricidade Figura 3.9: Aplicação de Market Splitting [32]. 3.3.6 Serviços de Sistema No MIBEL, os serviços de sistema são contratados pelos Operadores de Sistema de cada país, mas geridos separadamente, podendo ser de caráter obrigatório ou voluntário. A REN e a REE são as responsáveis pela definição da necessidade destes serviços e sua posterior aquisição. Em Espanha, este tipo de mercados existe desde 1998, tendo apenas entrado em funcionamento em Portugal aquando do arranque do MIBEL. A reserva de regulação primária não é remunerado e é de cariz obrigatório. O Operador de Sistema de cada país fica encarregue de fixar a margem de potência que os grupos geradores devem disponibilizar em tempo real para ser utilizada caso seja necessário [33]. A reserva de regulação secundária é, tanto em Portugal como em Espanha, um serviço remunerado sujeito a mecanismos de mercado. O Operador de Sistema deve então calcular o valor da reserva de regulação secundária necessária, e posteriormente comunicar essa informação às entidades produtoras. No caso espanhol, a ativação deste serviço deverá acontecer até 15 segundos após a perturbação e atuar durante 15 minutos até ser substituída pela reserva de regulação terciária. Em Portugal, a reserva de regulação secundária deve ser acionada antes de 30 segundos após a ocorrência do defeito, e encontrar-se em plena operação ao fim de 15 minutos. A contratação da reserva de regulação terciária recorre a mercados específicos em Portugal e Espanha, sendo obrigatório que todos os agentes habilitados participem nesses mercados. O preço é decidido pelo preço da oferta mais elevada que foi aceite no caso da reserva de regulação a subir, sendo determinado pelo preço mais baixo no caso da reserva de regulação a descer. O controlo de tensão/potência reativa é um serviço obrigatório em Espanha pois é importante para a manutenção da estabilidade, segurança e fiabilidade do sistema. Este serviço possui um termo que é alvo de remuneração. Fica a cargo da REE definir a quantidade de potência reativa que é obrigatório disponibilizar e do montante que é fornecido através de remuneração ao TSO, sendo essa remuneração realizada através de um preço fixo [33]. No caso português o controlo de tensão/potência reativa é obrigatório e não remunerado, sendo assegurado por geradores ou equipamentos instalados nas redes elétricas. A REN tem como responsabilidade monitorizar e garantir a manutenção dos valores de tensão dentro dos limites técnicos nos nós da rede, podendo 3.3 MIBEL 33 para isso operar os equipamentos disponíveis para a gestão da energia reativa [34]. Oblackstart é um serviço não remunerado e a sua ativação ocorre no caso do aparecimento de contingências graves ou blackouts de forma ser restabelecido o funcionamento normal do sistema. Desta forma é assegurada a segurança, fiabilidade e continuidade do processo de fornecimento de energia elétrica. Os planos de ativação deste serviço provém da colaboração entre a REN e a REE, com o envolvimento das empresas produtoras que possuam grupos geradores com capacidade de arranque autónomo. 3.3.7 Interligações Para evitar situações de congestionamento, e consequente ativação do mecanismo de separação de mercados, têm vindo a ser desenvolvidos projetos de reforço das interligações entre Portugal e Espanha. Para além de reforços das interligações, a REN tem levado a cabo diversos outros investimentos para integrar nova geração, melhorar o abastecimento dos consumos e a flexibilidade de adaptação da rede a novos comportamentos do parque produtor em ambiente de mercado [35]. A Tabela 3.2 apresenta a capacidade técnica de transporte de cada uma das linhas de interligação em condições normais de operação. kV Linha Capacidade média em regime nominal (MVA) Alto Lindoso - Cartelle 1 1 386 Alto Lindoso - Cartelle 2 1 386 Falagueira - Cedillo 1 343 Alqueva - Brovales 1 460 Lagoaça - Aldeadávila 1 588 400 Tavira - Puebla de Guzmán 1 386 Pocinho - Aldeadávila 1 405 Pocinho - Aldeadávila 2 405220 Pocinho Saucelle 395 130 Lindoso - Conchas 110 Tabela 3.2: Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT [35] No cenário atual existem então dez linhas que interligam os sistemas elétricos de Portugal e Espanha, sendo seis linhas a 400 kV, três linhas a 220 kV e uma linha de 130 kV, esta última desligada em regime normal de operação. O mapa apresentado na Figura 3.10 dá uma panorâmica da estrutura da RNT que se prevê em serviço no final de 2015. O fecho do novo eixo transfronteiriço Tavira – P. Gusmán, em maio de 2014, veio possibilitar o alcance de valores de interligação superiores a 3000 MW no sentido Portugal -> Espanha. No entanto, devido a restrições de geração e a limitações da rede espanhola, verifica-se que continuarão a ocorrer valores de capacidade de interligação no sentido Espanha -> Portugal inferiores a 2500 MW. Com a entrada em serviço da nova linha de interligação a 400 kV entre Viana do 40 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 Na Figura 4.5 é apresentado um gráfico contendo a evolução dos preços mínimos horários, médios diários e máximos horários no Mercado Diário, em Portugal e em Espanha. Figura 4.5: Evolução dos valores mínimos horários, médios diários e máximos horários do preço da energia elétrica, por dia, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de janeiro de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. Mais uma vez se verifica que a curva dos preços médios diários referente a Espanha apresenta valores bastante superiores aos de Portugal no dia 7 de janeiro, já referido anteriormente, e com valores ligeiramente superiores na semana de 12 a 19 de janeiro, e nos últimos três dias do mês, pelo mesmo motivo. A maior diferença entre valores máximos horários de preço ocorreu na hora 20 do dia 17 de janeiro com um valor de 17,64 e/MWh, sendo superior em Espanha. Os valores do preço mínimo horário apresentam uma evolução semelhante nos dois países apenas com um ligeiro aumento por parte de Espanha no dia 19 de janeiro. De notar que em nenhum momento o preço médio diário em Portugal foi superior ao de Espanha. Este facto está relacionado com a aplicação do mecanismo de separação de mercados e respetivas circunstâncias, assunto que será abordado em detalhe mais à frente neste subcapítulo. De forma a melhor ilustrar a diferença de preços médios diários entre Portugal e Espanha foi elaborado o gráfico da Figura 4.6. Figura 4.6: Evolução da diferença de preços médios diários entre Portugal e Espanha, em e/MWh, para cada dia do mês de janeiro de 2014 [28]. Como já foi referido, a maior diferença de preços médios diários ocorreu no dia 7 de janeiro, com o preço em Portugal a ser inferior em 19,11 e/MWh ao registado em Espanha. 4.2 Análise de um mês de inverno – janeiro 41 4.2.4 Volume Económico Transacionado Em janeiro de 2014 foram transacionados no Mercado Diário do MIBEL um total de 691,8 Me. Na Tabela 4.6 constam os valores totais, mínimos e máximos de volume económico transacionado em Portugal e em Espanha, no mês de janeiro de 2014. Total (ke) Mínimo (ke)Dia Máximo (ke)Dia Portugal 147 461 543 5 - domingo 8 763 10 - sexta-feira Espanha 544 429 2 473 5 - domingo 27 639 15 - quarta-feira Tabela 4.6: Valores totais, mínimos e máximos diários de volume económico transacionado no Mercado Diário, em ke, no mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. O valor mínimo de volume económico transacionado ocorreu no dia 5 de janeiro em ambos os países, a um domingo, que corresponde ao valor mais baixo do preço médio verificado para o mês de janeiro de 2014. O gráfico da Figura 4.7 contém os valores de volume económico transacionado no Mercado Diário do MIBEL, em Portugal e em Espanha, para cada dia do mês de janeiro. Figura 4.7: Volume económico transacionado, em ke, para cada dia do mês de janeiro de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. Constata-se que a evolução dos valores de volume económico transacionado é similar nos dois países, com a diferença de valores a dever-se mais uma vez às diferentes dimensões de ambos e consequentes valores de consumo de energia elétrica. Nos dias 1, 4, 5, 6 e 28 de janeiro verificamse valores diminutos de volume económico transacionado como consequência de valores também baixos do preço médio e da energia transacionada. 4.2.5 Market Splitting O mecanismo de Market Splittingdo MIBEL, tal como foi descrito pormenorizadamente no Capítulo 3deste trabalho, consiste na separação do mercado de eletricidade em dois mercados distintos, um para Portugal e outro para Espanha, aquando da ocorrência de congestionamentos nas interligações entre os dois países. Essa separação pode originar diferenças de preços de energia 42 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 elétrica, com o preço a ser superior na área que está a importar energia elétrica no momento em que se dá o congestionamento das interligações. Avaliando a evolução dos preços da energia elétrica entre Portugal e em Espanha para as 744 horas do mês de janeiro conclui-se que o preço horário dos dois países foi diferente em 142 horas, correspondendo a 19% do número total de horas do mês, como se pode observar na Figura 4.8. Figura 4.8: Evolução dos preços horários da energia elétrica no Mercado Diário, em e/MWh para o mês de janeiro de 2014 em Portugal e em Espanha [28]. A diferença dos valores do preço de energia elétrica entre Portugal e Espanha é melhor ilustrada na Figura 4.9. Figura 4.9: Evolução da diferença dos preços da energia elétrica do Mercado Diário, em e/MWh entre Portugal e Espanha no mês de janeiro de 2014 [28]. A maior diferença registada nos preços horários destes dois países ocorreu na hora 22 do dia 7 de janeiro, com o valor de 56,81 e/MWh sendo a diferença média de preços horários entre os dois países igual a 11,16 e/MWh, com o preço a ser sempre superior em Espanha. Como o mecanismo de Market Splitting é ativado aquando da ocorrência de congestionamentos nas interligações entre Portugal e Espanha é importante proceder-se à análise da capacidade das interligações bem como a sua variação ao longo do mês em questão. A Figura 4.9 corresponde à evolução dos valores horários de capacidade e utilização das interligações entre Portugal e Espanha para as 744 horas do mês de janeiro. Os dados encontram-se representados relativamente 4.2 Análise de um mês de inverno – janeiro 43 a Espanha devido ao facto de terem como fonte o Operador de Mercado Ibérico - Pólo Espanhol, OMIE. A capacidade de importação ou de exportação reflete a capacidade que um país tem em receber energia na sua rede, ou de a exportar, e depende de fatores tais como as caraterísticas físicas dos ramos de interligação e das redes adjacentes, assim como da forma de exploração das redes dos sistemas elétricos de ambos os países. Este facto é observável na Figura 4.10 com a capacidade de exportação e importação a apresentar valores variáveis ao longo do tempo. Sempre que a capacidade de importação ou de exportação é igual ao respetivo valor de utilização das interligações há congestionamento. Nessas situações é aplicado o mecanismo de Market Splitting. Figura 4.10: Evolução da capacidade de exportação/importação e utilização de interligações de Espanha para Portugal, no mês de janeiro de 2014 [28]. Como se pode verificar na Figura 4.10, a quantidade de energia que Espanha importou, ou que Portugal exportou, representada a verde, ao longo do mês de janeiro foi bastante mais elevada que a quantidade de energia exportada por Espanha para Portugal, a amarelo. De facto, houve importação do lado Espanhol num total de 700 horas face a apenas 44 horas de exportação. Cruzando a importação com a linha vermelha do gráfico, correspondente à capacidade de importação, e a exportação a amarelo com a linha azul é possível verificar que houve frequentes congestionamentos quando Espanha se encontrava a importar, num total de 143 horas, situação que nunca se verificou durante os períodos de exportação. A capacidade média de exportação foi de 1 324 MW com uma utilização média de 23 MWh e a capacidade média de importação foi de 1 981 MW com uma utilização média de 1 135 MWh. Como já foi referido anteriormente, o preço horário da energia transacionada em Mercado Diário foi diferente em Portugal e Espanha durante 142 horas. Contudo, a situação de congestionamento das interligações entre ambos os países totalizou 143 horas. De facto, pode ser ativado o mecanismo de Market Splitting havendo diferença de preços nula entre Portugal e Espanha. No mês de janeiro de 2014 esta situação ocorreu uma vez, mais concretamente na hora 10 do dia 4 de janeiro, com Portugal a exportar energia elétrica para Espanha. O preço de fecho de mercado foi então nulo para ambos os países, marcado por tecnologias de produção em regime especial e 44 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 hídrica. Na Figura 4.11 é apresentado um gráfico contendo as curvas das propostas de compra e de venda referentes à hora 10 do dia 4 de janeiro, em Portugal. Figura 4.11: Curvas de propostas de compra e de venda de energia elétrica, na hora 10 do dia 4 de janeiro, em Portugal [28]. Observa-se então o incremento na curva de ofertas de compra de Portugal cuja quantidade de energia corresponde à capacidade das interligações congestionadas, mais concretamente 1 900 MWh. A curva de ofertas de venda de Espanha sofre uma adição equivalente, como se pode observar na Figura 4.12. Figura 4.12: Curvas de propostas de compra e de venda de energia elétrica, na hora 10 do dia 4 de janeiro, em Espanha [28]. Como já foi referido, a aplicação do Market Splitting provoca uma diferença de preços, penalizando o lado importador e diminuindo o preço de mercado para o lado que exporta. Nesta situação verificou-se que, dado terem sido tecnologias com custo marginal nulo a fixarem o preço de fecho de mercado, o preço foi igual e nulo para ambos os países. 4.2.6 Tecnologias A diferença em termos de dimensões entre Espanha e Portugal reflete-se também no número de tecnologias diferentes para produção energia elétrica e respetivas potências instaladas. A potência instalada em Espanha é cerca de 5 vezes superior à portuguesa e engloba tecnologias como 4.2 Análise de um mês de inverno – janeiro 45 Nuclear, Fuel-gás e Solar Térmica, que não são utilizadas em Portugal. Na Tabela 4.7 estão indicados os valores de energia produzida durante o mês de janeiro de 2014 por tipo de tecnologia em cada país. A produção termoelétrica em regime ordinário engloba as centrais a carvão, de ciclo combinado e, no caso de Espanha, fuel-gás. Portugal (GWh) Espanha (GWh) Hídrica 2 163 3 960 Nuclear - 4 742 Térmica 731 3 889 Total PRO 2 894 12 591 Saldo Importador -773 28 Hídrica PRE 246 783 Térmica PRE 690 3 105 Eólica 1 633 6 539 Solar FV 22 353 Solar Térmica - 80 Total PRE 2 591 10 860 Tabela 4.7: Energia produzida, em GWh, por tecnologia, durante o mês de janeiro de 2014 em Portugal e em Espanha [37][37]. Observando a tabela podemos concluir que em ambos os países a produção em regime especial, PRE, corresponde já a perto de metade da produção total com a eólica a representar cerca 30% da produção total no caso Português, e 28% no caso Espanhol, para o mês de janeiro. Constata-se também que a produção através da tecnologia solar fotovoltaica foi cerca de 16 vezes maior em Espanha que em Portugal. Nas Figuras 4.13 e4.14 são apresentados os valores relativos à quantidade de energia elétrica produzida por tecnologia, bem como o peso de cada tecnologia, para Espanha Portugal, respetivamente, em cada dia do mês de janeiro de 2014. Os valores utilizados têm em conta a energia elétrica transacionada através do estabelecimento de contratos bilaterais, não incluídas nas restantes secções deste subcapítulo. Figura 4.13: Energia diária por tecnologia em Espanha no mês de janeiro de 2014 e percentagem de cada tecnologia face à produção total [28]. 46 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 Figura 4.14: Energia diária por tecnologia em Portugal no mês de janeiro de 2014 e percentagem de cada tecnologia face à produção total [28]. Analisando as figuras percebe-se o mix energético diversificado por parte de Espanha, utilizando todas as tecnologias de produção de energia elétrica relevantes. De assinalar o contributo das tecnologias em PRE no caso espanhol que, a par com a hídrica, totalizaram cerca de 68% da produção total indo de encontro com o esperado devido aos altos índices de pluviosidade registados e referidos anteriormente. Para este número contribuíram também os altos valores de produção eólica, com um valor máximo histórico de 29,7%. As importações internacionais referem-se às interligações com França e com Marrocos que, a par com as centrais de fuel-gás, foram as tecnologias que menos contribuíram para a produção de energia elétrica. Como já se referiu, no caso português não estão ao dispor tantas tecnologias de produção quanto em Espanha, nomeadamente as tecnologias nuclear, fuel-gás e importações internacionais. Destaca-se o maior peso da produção hídrica responsável por 40% da produção total, um aumento de 63% face ao mesmo período do ano anterior. Os valores da PRE perfazem 48% do total, um aumento de 23% face a janeiro de 2013 que, quando aliados à produção hídrica, perfazem um total de 88% com os restantes 12% da produção a ficar a cargo das centrais térmicas a carvão, um decréscimo de 42% face ao mesmo mês do ano anterior, e de ciclo combinado com 0,1%. Na Figura 4.15 estão representados os gráficos que contém o número de horas por dia em que cada tecnologia marcou o preço de fecho do Mercado Diário, bem como o preço médio diário, no mês de janeiro de 2014, em Espanha e em Portugal. Nesta situação o somatório do número de horas pode ultrapassar as 24 horas pelo facto de o preço de fecho de mercado poder ser fixado por mais do que uma tecnologia caso sejam aceites propostas de venda com mesmo preço. Observando estes gráficos rapidamente se percebe que a tecnologia que mais vezes marcou o preço de fecho de mercado foi a hídrica em ambos os países num total de 396 e 387 horas, para Espanha e para Portugal respetivamente. A PRE marcou o preço de fecho de mercado em 248 e 249 horas, em Portugal e em Espanha. O valor máximo mensal do preço de fecho do Mercado Diário de 56,20 e/MWh foi atingido no dia 10 de janeiro, valor que, apesar de nesse dia a quantidade de energia transacionada ter sido inferior à média, é justificado pela ausência de horas em que produção em regime especial marcou o preço de fecho de mercado. É possível constatar também que os valores mais baixos do preço da energia elétrica o Mercado Diário ocorreram nos dias 4, 5, 6 e 28 de janeiro. Nesses dias observa-se o contributo de variadas tecnologias de produção com o preço de 4.2 Análise de um mês de inverno – janeiro 47 fecho do mercado a ser fixado por tecnologias com custos marginais reduzidos, ou nulos, como as tecnologias hídrica e produção em regime especial. Foi também realizado um estudo sobre o número de dias em que cada tecnologia marcou o preço de fecho de mercado, em cada hora, para identificar eventuais padrões de produção diários de Portugal e de Espanha. Na Figura 4.16 são apresentados os gráficos com a distribuição desses valores bem como o preço médio horário, em e/MWh, para Espanha e para Portugal. Figura 4.15: Número de horas por dia em que cada tecnologia marcou preço do Mercado Diário e evolução do preço médio diário durante o mês de janeiro de 2014, em Espanha (em cima) e em Portugal (em baixo) [28]. Figura 4.16: Número de dias para cada hora em que cada tecnologia marcou o preço do Mercado Diário e evolução do preço médio horário mensal, durante o mês de janeiro de 2014, em Espanha (em cima) e em Portugal (em baixo) [28]. 48 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 A distribuição horária das tecnologias que marcam o preço de fecho de mercado foi bastante idêntica nos dois países com a curva que contém a evolução da média aritmética dos preços horários a apresentar um perfil esperado com redução nas horas de vazio, em que a procura de energia elétrica é menor, elevando-se durante as horas fora de vazio, em que a procura da energia elétrica é maior. 4.3 Análise de um mês de verão – agosto Neste subcapítulo serão analisados os resultados do Mercado Diário do MIBEL para o mês de agosto de 2014, em tudo igual à realizada no subcapítulo anterior para o mês de janeiro. Sendo o mês de agosto um mês de verão é caraterizado por ser um mês seco e de temperatura elevada, quando comparado com o resto do ano, sendo de esperar então uma redução da produção de energia com recurso à energia hídrica. O mês de agosto de 2014 foi um mês seco, com valores médios de precipitação de 7,9 mm, 60% abaixo da média registada para os meses homólogos de anos anteriores [38]. 4.3.1 Sessões do Mercado Diário Nas Tabelas 4.8 e4.9 são apresentados os resultados do Mercado Diário referentes a Espanha e Portugal, respetivamente, para cada dia do mês de agosto. Dia Preço Mínimo (e/MWh) Preço Médio (e/MWh) Preço Máximo (e/MWh) Amplitude Preço (e/MWh) Energia Total (MWh) Energia Máx. Horária (MWh) Energia Mín. Horária (MWh) Amplitude Energia (MWh) Volume Económico Transacionado (ke) 1 44,27 51,43 60,57 16,30 509 256 25 325 14 897 10 428 26 189 2 38,79 45,67 61,25 22,46 432 765 21 305 14 714 6 590 19 764 3 43,87 46,21 55,99 12,12 375 665 18 570 12 498 6 073 17 359 4 44,53 52,94 61,36 16,83 487 928 24 203 13 887 10 316 25 832 5 44,27 52,94 60,60 16,33 502 156 24 617 15 048 9 569 26 582 6 44,27 51,50 59,60 15,33 484 462 23 858 14 248 9 610 24 952 7 44,00 53,25 59,68 15,68 484 341 23 653 14 360 9 293 25 791 8 44,13 50,66 60,85 16,72 486 251 24 175 13 949 10 225 24 635 9 44,34 48,34 56,00 11,66 419 821 19 827 13 930 5 897 20 295 10 39,17 43,64 53,80 14,63 363 059 17 334 12 476 4 859 15 845 11 43,00 50,80 59,87 16,87 461 766 22 904 12 910 9 994 23 457 12 42,90 48,50 55,96 13,06 479 515 23 473 14 141 9 331 23 255 13 32,13 44,50 55,76 23,63 487 473 23 743 15 315 8 428 21 692 14 37,30 49,47 55,96 18,66 465 599 21 591 14 820 6 771 23 035 15 44,34 45,26 53,40 9,06 412 193 20 435 14 032 6 403 18 656 16 32,00 41,73 51,20 19,20 424 285 20 326 14 898 5 428 17 707 17 37,00 43,29 57,78 20,78 384 095 18 534 12 950 5 584 16 627 18 43,40 52,40 58,62 15,22 505 221 25 051 14 070 10 981 26 473 19 44,27 52,38 61,00 16,73 534 070 26 783 15 470 11 314 27 977 20 44,58 54,17 63,00 18,42 522 803 25 330 15 359 9 971 28 318 21 44,64 54,65 62,58 17,94 510 620 25 293 15 263 10 030 27 903 22 44,34 51,13 57,60 13,26 502 659 24 219 14 727 9 492 25 702 23 41,43 48,14 57,50 16,07 452 533 21 754 15 113 6 642 21 783 24 44,27 46,82 61,40 17,13 399 816 20 073 13 268 6 805 18 720 25 44,83 54,41 62,79 17,96 539 312 27 152 14 614 12 538 29 346 26 36,35 48,75 62,00 25,65 548 230 27 332 16 242 11 090 26 724 27 41,80 54,35 63,10 21,30 512 262 25 965 14 520 11 445 27 841 28 44,95 57,02 63,10 18,15 507 364 25 737 14 647 11 090 28 932 29 44,95 57,23 65,03 20,08 525 331 25 990 15 407 10 582 30 067 30 40,10 48,69 57,76 17,66 411 753 19 576 14 701 4 876 20 048 31 41,40 46,96 62,10 20,70 385 458 18 531 13 712 4 819 18 100 Tabela 4.8: Sessões do Mercado Diário relativas a Espanha [28]. 4.3 Análise de um mês de verão – agosto 49 Dia Preço Mínimo (e/MWh) Preço Médio (e/MWh) Preço Máximo (e/MWh) Amplitude Preço (e/MWh) Energia Total (MWh) Energia Máx. Horária (MWh) Energia Mín. Horária (MWh) Amplitude Energia (MWh) Volume Económico Transacionado (ke) 1 44,27 51,43 60,57 16,30 133 800 6 399 4 407 1 992 6 881 2 38,79 45,67 61,25 22,46 118 085 5 427 4 167 1 260 5 393 3 43,87 46,21 55,99 12,12 109 340 5 352 3 723 1 629 5 052 4 44,53 52,94 61,36 16,83 128 033 6 217 3 995 2 222 6 778 5 44,27 52,94 60,60 16,33 129 262 6 173 4 211 1 961 6 843 6 44,27 51,50 59,60 15,33 129 600 6 180 4 236 1 944 6 675 7 44,00 53,25 59,68 15,68 129 128 6 140 4 201 1 939 6 876 8 44,13 50,66 60,85 16,72 128 642 6 230 4 158 2 072 6 517 9 44,34 48,34 56,00 11,66 117 532 5 467 4 077 1 390 5 682 10 39,17 43,64 53,80 14,63 114 023 5 329 4 408 922 4 976 11 43,00 50,80 59,87 16,87 125 422 6 048 3 995 2 053 6 371 12 42,90 48,50 55,96 13,06 129 240 6 166 4 212 1 954 6 268 13 32,13 44,50 55,76 23,63 133 043 6 166 4 300 1 865 5 920 14 37,30 49,47 55,96 18,66 131 149 6 077 4 259 1 818 6 488 15 44,34 45,26 53,40 9,06 116 852 5 497 4 041 1 456 5 289 16 32,00 41,73 51,20 19,20 123 059 5 615 4 721 895 5 136 17 37,00 43,29 57,78 20,78 113 114 5 477 3 804 1 673 4 896 18 43,40 52,40 58,62 15,22 125 955 6 061 4 030 2 031 6 600 19 44,27 52,38 61,00 16,73 127 051 6 122 4 103 2 020 6 656 20 44,58 54,17 63,00 18,42 127 012 6 074 4 141 1 934 6 880 21 44,64 54,65 62,58 17,94 127 669 6 070 4 191 1 879 6 977 22 44,34 51,13 57,60 13,26 127 141 6 015 4 169 1 845 6 501 23 41,43 48,14 57,50 16,07 115 701 5 421 4 028 1 393 5 569 24 44,27 46,82 61,40 17,13 109 340 5 379 3 780 1 599 5 120 25 44,83 54,41 62,79 17,96 126 192 6 100 3 967 2 133 6 866 26 36,35 48,75 62,00 25,65 132 209 6 222 4 253 1 969 6 445 27 41,80 54,35 63,10 21,30 130 362 6 170 4 253 1 917 7 085 28 44,95 57,02 63,10 18,15 131 135 6 245 4 275 1 970 7 478 29 44,95 57,23 65,03 20,08 133 636 6 272 4 448 1 825 7 649 30 40,10 48,69 57,76 17,66 123 505 5 666 4 502 1 164 6 013 31 41,40 46,96 62,10 20,70 116 721 5 636 4 325 1 311 5 481 Tabela 4.9: Sessões do Mercado Diário relativas a Portugal [28]. As linhas a laranja representam novamente os quatro domingos do mês de agosto e a linhas a azul representam os feriados do dia 15 de agosto, feriado religioso oficial tanto em Portugal como em Espanha. Observa-se novamente a redução de energia transacionada nesses dias e portanto menor volume económico transacionado. 4.3.2 Energia Transacionada No mês de agosto de 2014 foram transacionados no Mercado Diário um total de 18 381 GWh de energia, sendo que 3 863 GWh dizem respeito ao lado Português e 14 518 GWh ao lado Espanhol. Na Figura 4.17 é mostrada a evolução dos valores de energia transacionada diariamente no Mercado Diário do MIBEL durante o mês de agosto de 2014 relativa a Espanha e a Portugal. São mais uma vez assinalados os domingos através de linhas verticais a tracejado devido à sua importância em termos de redução de consumo de energia elétrica. O perfil de de energia contratada ao longo do mês é similar para ambos os países apenas desfasados no eixo vertical considerando as diferentes magnitudes de cada sistema. Verifica-se novamente que os mínimos ocorrem aos domingos, facilmente detetáveis pela intersecção das curvas do gráfico com as linhas a tracejado verticais. O feriado de dia 15 de agosto registou também valores baixos de energia transacionada nos dois países. Os valores máximos e mínimos de energia transacionada por dia no Mercado Diário, em Portugal e em Espanha, encontram-se apresentados na Tabela 4.10. 56 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 Figura 4.26: Número de dias para cada hora em que cada tecnologia marcou o preço do Mercado Diário no MIBEL e evolução do preço médio diário durante o mês de agosto de 2014 [28]. possível observar que a curva dos preços horários acompanha o consumo, sofrendo uma redução durante as horas de vazio e um aumento durante as horas fora de vazio. 4.4 Análise geral do ano 2014 Neste subcapítulo será realizada uma análise global aos resultados Mercado Diário do MIBEL no ano de 2014, comparando os valores e com os obtidos nos anos de 2010, 2011, 2012 e 2013. Espera-se assim avaliar de forma mais clara a evolução do funcionamento do Mercado Diário do MIBEL. 4.4.1 Energia Transacionada A energia contratada no Mercado Diário do MIBEL tem variado anualmente. Na Figura 4.27 é apresentado um gráfico contendo os valores totais de energia transacionada no Mercado Diário do MIBEL para os anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014. Figura 4.27: Energia total transacionada no Mercado Diário do MIBEL, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013, e 2014 em GWh [28]. 4.4 Análise geral do ano 2014 57 Observa-se um decréscimo da energia total transacionada no Mercado Diário do MIBEL do ano de 2010 para 2011, tendo subido gradualmente até 2013 para novamente diminuir em 2014, num total de 223 400 GWh transacionados. Nos dois gráficos da Figura 4.28 são apresentados os valores mensais de energia transacionada, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 no MIBEL. Figura 4.28: Valores mensais de energia total transacionada no Mercado Diário do MIBEL, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 em GWh [28]. Conforme já constatado anteriormente, verifica-se um decréscimo da energia transacionada no ano de 2014 em relação a 2013 na maioria dos meses, só ultrapassando os valores registados nesse ano em fevereiro, junho, julho e agosto. A evolução mensal da energia transacionada no Mercado Diário, para Espanha e para Portugal é representada na Figura 4.29. Figura 4.29: Evolução mensal da energia total transacionada no Mercado Diário do MIBEL, no ano de 2014, em GWh, em Portugal e em Espanha [28]. [28]. Observando a curva de Espanha torna-se mais claro o decréscimo da energia elétrica transacionada nos meses de temperatura amena, de abril a junho, setembro e outubro, aumentando nos meses mais frios e mais quentes, em que o consumo energético aumenta em parte relacionado com as necessidades de climatização. 4.4.2 Preços do Mercado Diário No gráfico da Figura 4.30 são apresentados os preços médios anuais para 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 em Espanha e em Portugal. 58 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 Figura 4.30: Preço médio anual da energia elétrica transacionada no Mercado Diário do MIBEL, em e/MWh, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014, em Portugal e em Espanha [28]. Os preços médios registados em Portugal e Espanha são bastante semelhantes, tendo vindo a decrescer gradualmente desde 2011. Os baixos valores observados em 2010 têm que ver com o acontecimento conjunto da diminuição do consumo aliada ao facto do ano de 2010 ter sido considerado um dos anos mais chuvosos até então, com os meses de fevereiro e março a registarem valores de precipitação muito elevados. O decréscimo anual nos valores do preço médio nos dois países e a cada vez menor diferença entre eles podem ser justificados pelo constante melhoramento a nível do funcionamento do MIBEL, reforço de interligações entre os dois países e consequente redução da ativação do mecanismo de separação de mercados, bem como de condições climatéricas favoráveis aliadas ao aumento da capacidade instalada de tecnologias enquadradas na PRE que entram nas curvas do mercado a preço zero, pelo que se há muita eólica, por exemplo, o preço médio tende a descer atingindo o valor nulo mais vezes ao longo do ano. É relevante destacar que o preço médio anual registado em Portugal tem vindo a ser menor do que o de Espanha desde 2013 inclusive, contrariando o sucedido em anos anteriores. Este facto será justificado mais à frente neste subcapítulo. Na Figura 4.31 está representado o gráfico que contém a energia transacionada por mês e a evolução do preço médio mensal em 2014 para Espanha e para Portugal. Observando o gráfico conclui-se que o valor mínimo do médio mensal foi atingido em ambos os países no mesmo mês, em fevereiro. No entanto a quantidade de energia transacionada respetiva é bastante elevada, correspondendo ao valor máximo no caso Espanhol. Seria de esperar que, dada a quantidade elevada de energia transacionada nesse mês, este facto contribuísse para um aumento do preço médio respetivo. Esta situação pode ser justificada tendo em conta o número de horas em que o preço foi nulo durante o período em questão. Em ambos os casos o preço horário atingiu os 0e/MWh várias vezes durante os primeiros 3 meses do ano. No mês de fevereiro registaram-se 82 horas em que o preço foi nulo em Espanha e 92 horas em que o mesmo ocorreu em Portugal. Os valores do preço mensal médio atingidos representam mínimos históricos de 17,72 e/MWh para Espanha e 15,39 MW/h em Portugal. Estes valores estão relacionados com o facto de se terem 4.4 Análise geral do ano 2014 59 Figura 4.31: Energia transacionada por mês, em GWh, e evolução do preço médio mensal, em e/MWh, no Mercado Diário do MIBEL, no ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. atingido elevados níveis de produção hídrica e eólica no mês de fevereiro como consequência de condições climatéricas favoráveis. De facto, fevereiro de 2014 foi o mês mais chuvoso desde os últimos 35 anos em Portugal com valores de precipitação duas vezes superiores ao normal [40]. Em Espanha, a produção eólica foi a maior contribuidora para a redução do preço médio mensal de fevereiro, tendo sido responsável por 27,3% da produção total. Na Figura 4.32 é apresentada a evolução dos preços mínimos, médios e máximos mensais da energia transacionada no Mercado Diário do MIBEL, para Portugal e para Espanha, no ano de 2014. Figura 4.32: Evolução dos preços mínimos, médios e máximos mensais da energia transacionada no Mercado Diário do MIBEL, em e/MWh, para Portugal e para Espanha, no ano de 2014 [28]. De um modo geral, os preços foram semelhantes em ambos os países, com Espanha a verificar valores máximos superiores aos preços em Portugal para os primeiros meses do ano, verificandose o oposto relativamente aos preços mínimos nos últimos 4 meses. Os valores mais elevados de preços mínimos ocorreram nos meses de verão, o que é esperado dado que valor comercial da água é mais elevado devido aos valores baixos de pluviosidade e há, em geral, uma utilização mais intensa de tecnologias térmicas convencionais. 60 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 4.4.3 Volume Económico Transacionado Quanto ao volume económico transacionado no Mercado Diário do MIBEL são apresentados graficamente na Figura 4.33 os valores relativos aos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 para Portugal e Espanha. Figura 4.33: Valores de volume económico transacionado no Mercado Diário do MIBEL, em Me, nos anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 [28]. De 2013 para 2014 verificou-se uma diminuição de volume económico transacionado de 10% para o MIBEL, correspondendo a 11% de diminuição relativamente a Espanha face a 6% de redução verificados em Portugal. A evolução mensal em termos de volume económico transacionado no ano de 2014 em Portugal e em Espanha é apresentado na Figura 4.34. Figura 4.34: Volume económico transacionado mensal no Mercado Diário do MIBEL, em Me, para o ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28] Observa-se que o perfil é idêntico nos dois países sendo fevereiro o mês em que se atingiu o menor volume económico transacionado, facto já justificado anteriormente aquando da análise dos preços médios. Setembro foi, para os dois países, o mês em que o volume económico atingiu o valor máximo. 4.4 Análise geral do ano 2014 61 4.4.4 Market Splitting De forma a averiguar a evolução do número anual de horas em que foi ativado o mecanismo de separação de mercados desde 2010 foi elaborada a Tabela 4.14. 2010 (h) 2011 (h) 2012 (h) 2013 (h) 2014 (h) Portugal ->Espanha 642 154 0 703 353 Espanha ->Portugal 1 282 590 900 315 122 Total MIBEL 1924 744 900 1 018 475 % horas do ano 22,0% 8,5% 10,3% 11,6% 5,4% Tabela 4.14: Número de horas em que o mecanismo de Market Splitting foi ativado, durante os anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 [28]. Observando esta tabela constata-se que em 2014 se atingiu o mínimo de horas em que o mecanismo de separação de mercados foi acionado e que, quando este se encontrava ativo, Portugal se encontrava a exportar em cerca de três vezes mais horas que Espanha. Na Figura 4.35 esta situação é representada graficamente através do número de horas de Market Splitting em que Portugal se encontrava a exportar, e em que Espanha se encontrava a exportar, por mês, para o ano de 2014. Figura 4.35: Número de horas de Market Splitting por mês, durante o ano de 2014, para Portugal e para Espanha [28]. Nos primeiros 4 meses do ano ocorreu um maior número de horas em que o mecanismo de separação dos mercados estava ativo com Portugal como exportador de energia elétrica, cenário que se inverte durante os restantes meses exceto o mês de agosto em que não ocorreu separação de mercados em nenhuma hora, como já foi referido na Secção 4.4. 62 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 4.4.5 Tecnologias No que respeita às tecnologias presentes a mercado, são indicadas nas Figuras 4.36 e4.37 as tecnologias a mercado ao longo do ano de 2014 para Portugal e para Espanha, respetivamente. Figura 4.36: Evolução das quantidades de energia transacionada mensal no Mercado Diário do MIBEL, em GWh, por tecnologia durante o ano de 2014, em Portugal [28]. Figura 4.37: Evolução das quantidades de energia transacionada mensal no Mercado Diário do MIBEL, em GWh, por tecnologia durante o ano de 2014, em Espanha [28]. O peso que cada tecnologia teve na produção total no decorrer do ano 2014 é apresentado na Figura 4.38 para Portugal, à esquerda, e para Espanha, à direita. Nos dois países é fácil de observar que a produção em regime especial é responsável pela maior contribuição para a produção total, 46% em Portugal e 39% em Espanha, sendo mais evidente em meses mais frios e menor em meses mais quentes. É nos meses de verão que as tecnologias térmicas como o carvão e ciclo combinado mais contribuem para o total produzido em Portugal e em Espanha dado os valores reduzidos da pluviosidade registada nesse período e consequentemente menor energia hídrica produzida. É relevante referir o maior peso que a energia hídrica tem na produção elétrica total em Portugal que em Espanha. Na Figura 4.39 é apresentado um gráfico que inclui os valores da quantidade de energia transacionada no MIBEL por tipo de tecnologia considerando as quantidades de energia transacionada através do estabelecimento de contratos bilaterais. 4.4 Análise geral do ano 2014 63 Figura 4.38: Percentagem de cada tecnologia face à produção total em Portugal, à esquerda, e em Espanha, à direita, para 2014 [28]. Figura 4.39: Valores de quantidade de energia transacionada, em GWh, por tecnologia, no MIBEL, para os anos de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014 [28]. Da análise dos dados da Figura 4.39 verifica-se que a produção em regime especial diminuiu 6,7% do valor máximo de 133 031 GWh em 2013 para os 124 728 GWh em 2014. A energia nuclear manteve a sua produção praticamente constante assim como as importações internacionais e fuel-gás, estas últimas apenas até 2013 constatando-se um decréscimo acentuado em 2014 para valores residuais. A hídrica tem vindo a aumentar desde 2012, com um aumento notório para 2013 verificando-se novamente um aumento, desta vez mais ligeiro, de cerca de 7,1% para 2014. Destaca-se a redução gradual de 53% ao ano da tecnologia ciclo combinado, atingindo um mínimo de 9 666 GWh em 2014, apenas 18% do valor registado em 2010. Este facto deve-se à presença crescente de PRE usufruindo de prioridade no despacho e que progressivamente coloca fora do mercado a tecnologia até então encarada como marginal, o ciclo combinado a gás natural. 64 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes a 2014 Capítulo 5 Análise dos Resultados do Mercado Intradiário Referentes a 2014 5.1 Introdução Neste capítulo serão analisados os resultados do Mercado Intradiário do MIBEL no ano de 2014. Analogamente ao realizado para o Mercado Diário, serão estudados os valores de energia transacionada, preço e volume económico transacionado para um mês de inverno, o mês de janeiro, seguida de uma análise semelhante para um mês de verão, o mês de agosto. No final é apresentada uma análise global para o ano de 2014, bem como uma comparação com os valores obtidos para o Mercado Diário nesse mesmo ano. 5.2 Análise a um mês de inverno - janeiro 5.2.1 Resultados Diários do Mercado Intradiário Os valores diários relativos ao Mercado Intradiário para Espanha e para Portugal estão apresentados nas Tabelas 5.1 e5.2, respetivamente. As tabelas incluem os preços mínimo, médio e máximo diários, amplitude entre o preço mínimo e máximo diário, energia e volume económico transacionados em cada dia do mês de janeiro de 2014. Estes valores são os totais relativos às seis sessões do Mercado Intradiário e apresentados pelo Operador de Mercado Ibérico - Pólo Espanhol, OMIE. As linhas a laranja correspondem a domingos e a azul a feriados. Estando perante um mercado de ajustes, cujo objetivo é adequar a procura e a oferta de energia elétrica de uma forma mais precisa e mais próxima do tempo real, observam-se quantidades de energia contratada e valores de volume económico transacionado relativamente baixos quando comparados com os mesmos valores do Mercado Diário, como seria de esperar. É também de notar que, mais uma vez, a quantidade de energia transacionada assume valores bastante menores em Portugal. 65 72 Análise dos Resultados do Mercado Intradiário Referentes a 2014 de energia transacionada, amplitude entre preço mínimo e máximo diário, quantidade de energia transacionada e volume económico movimentado em cada dia do mês de agosto de 2014. Convém de novo relembrar que estes valores representam o total relativo ao conjunto das seis sessões do Mercado Intradiário. Novamente se constata uma redução nos valores de energia diária transacionada aos domingos, a laranja, e no feriado do dia 15 de agosto, a azul, nos dois países. Comparando com o mês de janeiro de 2014 observa-se um aumento dos preços diários da energia transacionada, em particular nos valores mínimos diários fazendo com que a amplitude entre valores de preço mínimo e máximo diários seja menor. 5.3.2 Energia Transacionada Ao longo das seis sessões do Mercado Intradiário foram transacionados no mês de agosto de 2014 um total de 2 905 GWh, sendo que dessa quantidade 2 686 GWh correspondem a Espanha e 219 GWh a Portugal. A evolução diária dos valores de energia transacionada em ambos os países é apresentada na Figura 5.6. Figura 5.6: Evolução dos valores de energia diária transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, no mês de agosto de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. Na Tabela 5.6 são apresentados os valores máximos e mínimos de energia transacionada no Mercado Intradiário, para Espanha e para Portugal, no mês de agosto de 2014. Mínimo Máximo Energia (MWh) Dia Energia (MWh) Dia Portugal 2 764 18 - segunda-feira 13 118 20 - quarta-feira Espanha 68 613 31 - domingo 100 127 12 - terça-feira Tabela 5.6: Valores mínimos e máximos diários de energia transacionada no Mercado Intradiário, em MWh, no mês de agosto de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. As curvas ilustradas no gráfico da Figura 5.6 apresentam-se com um perfil mais regular quando comparadas com as curvas equivalentes do mês de janeiro de 2014. Esta situação está relacionada 5.3 Análise a um mês de verão – agosto 73 com o facto de durante os meses de verão se verificar uma redução de produção em regime especial e de energia hidroelétrica, atenuando assim o efeito que a imprevisibilidade inerente a este tipo de produção tem na realização de ajustes sobre os valores contratados no Mercado Diário. 5.3.3 Preços do Mercado Intradiário O preço médio da energia transacionada no mês de agosto de 2014, ao longo das seis sessões do Mercado Intradiário do MIBEL, foi de 50,84 e/MWh e 50,83 e/MWh para Espanha e para Portugal, respetivamente. Na Figura 5.7 é apresentado o gráfico com a evolução conjunta dos valores da energia diária transacionada no Mercado Intradiário e preços respetivos, ao longo do mês de agosto de 2014, para Espanha e para Portugal. Figura 5.7: Valores de energia transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, e evolução dos preços médios diários, em e/MWh, no mês de agosto de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. Observando a Figura 5.7 constata-se que as curvas dos preços médios diários relativas aos dois países se sobrepõem praticamente na totalidade dos dias do mês. Na Figura 5.8 está representada a evolução dos preços mínimos, médios e máximos diários, no total das seis sessões do Mercado Intradiário do MIBEL em agosto de 2014. É novamente possível constatar que, à semelhança dos preços médios diários, também os preços mínimos e máximos diários foram idênticos em ambos os países durante o mês em causa. Na Figura 5.9 é apresentada a quantidade de energia transacionada e o preço médio do Mercado Intradiário do MIBEL, por sessão de programação, para Portugal e para Espanha no mês de agosto de 2014. O mês de agosto de 2014 apresenta valores superiores e menor variação dos preços médios por sessão de programação do Mercado Intradiário face a janeiro do mesmo ano. 74 Análise dos Resultados do Mercado Intradiário Referentes a 2014 Figura 5.8: Evolução dos preços, mínimos, médios e máximos diários, em e/MWh, no mês de agosto de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. Figura 5.9: Preços médios mensais e energia transacionada, em e/MWh e GWh respetivamente, por sessão do Mercado Intradiário, no mês de agostoo de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. 5.3.4 Volume Económico Transacionado Ao longo do mês de agosto de 2014 foram transacionados um total de 147 938 keno Mercado Intradiário do MIBEL, dos quais 11 220 kecorrespondem a Portugal e 136 718 kerelativos a Espanha. Os valores diários de volume económico transacionado no Mercado Intradiário do MIBEL, para Portugal e para Espanha são apresentados no gráfico da Figura 5.10. Novamente, e como era expectável, em Espanha verifica-se um valor de volume económico transacionado bastante superior ao Português. Em ambos os países, o valor máximo de volume económico transacionado ocorreu no dia 28, dia marcado pelas elevadas quantidades de energia transacionada a um preço igualmente elevado. 5.4 Comparação entre o Mercado Intradiário e o Mercado Diário 75 Figura 5.10: Valores diários de volume económico transacionado nas seis sessões do Mercado Intradiário do MIBEL, em ke, no mês de agosto de 2014, para Portugal e para Espanha [28]. 5.4 Comparação entre o Mercado Intradiário e o Mercado Diário Neste capítulo serão comparados os resultados do Mercado Intradiário e os resultados do Mercado Diário do MIBEL, no ano de 2014, para Portugal e para Espanha. Esta comparação irá ser feita para as quantidades mensais de energia transacionada, preços médios mensais e volume económico transacionado nos dois países de forma a avaliar eventuais diferenças ou similaridades entre os resultados dos dois mercados. Na Figura 5.11 são apresentados os valores de energia transacionada em cada mês do ano de 2014, no Mercado Intradiário e Mercado Diário, em Espanha e Portugal. Figura 5.11: Valores mensais de energia transacionada no Mercado Intradiário e no Mercado Diário, em GWh, no ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. A quantidade de energia transacionada no Mercado Intradiário foi bastante inferior à transacionada no Mercado Diário em ambos os países. De facto, tratando-se de um mercado de ajustes ao 76 Análise dos Resultados do Mercado Intradiário Referentes a 2014 despacho realizado no Mercado Diário, esta situação era de esperar. Os valores de energia transacionada no Mercado Intradiário corresponderam a 18% e 8% dos valores de energia transacionada no Mercado Diário, relativos a Espanha e a Portugal, respetivamente. Ao contrário do verificado para a quantidade de energia transacionada, os preços médios mensais do Mercado Intradiário e do Mercado Diário apresentaram-se bastante similares. Na Figura 5.12 é ilustrada a evolução dos preços médios mensais do Mercado Intradiário e do Mercado Diário em Portugal e em Espanha. Figura 5.12: Evolução do preço médio mensal de energia transacionada no Mercado Intradiário e no Mercado Intradiário, em e/MWh, no ano de 2014, em Portugal e em Espanha [28]. Em termos de volume económico mensal transacionado no Mercado Intradiário e no Mercado Diário no ano de 2014, a situação é semelhante à que se verificou em relação à energia transacionada, com os dois mercados a apresentarem valores muito distantes tanto em Portugal como em Espanha, como se pode observar na Figura 5.13 apresentada a seguir. Figura 5.13: Valores mensais de volume económico transacionado no Mercado Intradiário e no Mercado Diário, em Meno ano de 2014, em Espanha e em Portugal [28]. Capítulo 6 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 6.1 Introdução Neste capítulo serão analisados os resultados do Mercado Diário de eletricidade do MIBEL no primeiro semestre de 2015, mais concretamente no mês de janeiro, um mês de inverno. A metodologia adotada será em tudo igual à realizada no Capítulo 4, nomeadamente o estudo da quantidade de energia elétrica transacionada e respetivos preços, do volume económico transacionado, de eventuais situações de congestionamento das interligações entre Portugal e Espanha e consequente aplicação do mecanismo de Market Splitting, e do conjunto de tecnologias de produção de energia que foram a mercado, bem como o seu contributo na produção total. No final os dados serão alvo de comparação com os obtidos para janeiro de 2014 de forma a obter-se uma visão geral do desempenho do Mercado Diário do MIBEL para este intervalo de tempo. 6.2 Análise de um mês de inverno – janeiro O mês de janeiro de 2015 registou um índice de produtibilidade hidroelétrica relativamente baixo de 0,56 e um valor normal de eolicidade [41]. 6.2.1 Sessões do Mercado Diário Os resultados do Mercado Diário para Portugal e Espanha estão apresentados nas Tabelas 6.1 e6.2, respetivamente, onde constam os valores do preço mínimo, médio aritmético e máximo diário de energia elétrica transacionada e respetiva amplitude entre o valor mais elevado e mais baixo, os totais, mínimos e máximos horários de energia transacionada e amplitude respetiva e o volume económico transacionado para cada dia. 77 78 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 Dia Preço Mínimo (e/MWh) Preço Médio (e/MWh) Preço Máximo (e/MWh) Amplitude Preço (e/MWh) Energia Total (MWh) Energia Máx. Horária (MWh) Energia Mín. Horária (MWh) Amplitude Energia (MWh) Volume Económico Transacionado (ke) 1 32,40 46,70 62,69 30,29 118 144 6 083 3 956 2 128 5 518 2 35,99 54,32 65,01 29,02 138 597 7 082 4 166 2 916 7 529 3 41,98 53,77 59,92 17,94 133 272 6 926 4 350 2 576 7 166 4 35,00 46,23 62,69 27,69 127 420 6 553 4 314 2 239 5 890 5 43,93 59,78 69,00 25,07 151 053 7 800 4 346 3 455 9 029 6 40,00 53,79 63,70 23,70 154 658 7 808 4 660 3 149 8 319 7 47,73 64,40 85,05 37,32 154 508 7 723 4 679 3 045 9 950 8 54,56 65,96 75,96 21,40 155 365 7 675 4 870 2 805 10 248 9 48,89 63,60 75,69 26,80 157 050 7 674 4 819 2 855 9 988 10 43,00 57,44 67,69 24,69 136 391 6 717 4 478 2 239 7 834 11 37,00 46,58 68,03 31,03 132 672 6 573 4 714 1 859 6 179 12 41,00 58,45 70,69 29,69 154 033 7 753 4 513 3 240 9 003 13 39,20 57,08 70,20 31,00 158 254 7 750 4 795 2 955 9 033 14 43,05 61,59 81,12 38,07 158 080 7 845 4 821 3 024 9 736 15 32,25 47,66 64,00 31,75 165 779 7 910 5 284 2 626 7 901 16 33,04 52,64 71,25 38,21 164 697 7 765 5 316 2 449 8 670 17 33,04 46,61 64,88 31,84 142 447 7 108 4 942 2 167 6 639 18 25,00 42,80 60,80 35,80 134 285 6 732 4 488 2 244 5 748 19 28,07 52,17 70,01 41,94 155 728 7 729 4 576 3 153 8 124 20 39,40 60,57 77,51 38,11 158 829 7 743 4 859 2 884 9 621 21 38,50 52,12 67,75 29,25 161 573 7 840 5 232 2 608 8 420 22 33,04 50,64 65,00 31,96 163 223 7 821 5 224 2 597 8 266 23 35,00 53,85 68,50 33,50 159 152 7 746 4 862 2 885 8 571 24 35,00 46,94 57,90 22,90 143 225 7 259 4 792 2 466 6 723 25 25,83 40,69 63,89 38,06 136 031 6 868 4 402 2 466 5 536 26 35,00 57,59 71,15 36,15 158 474 7 965 4 629 3 336 9 126 27 39,80 56,41 70,52 30,72 161 264 7 970 4 961 3 009 9 097 28 39,50 57,45 72,52 33,02 159 829 7 839 4 841 2 998 9 182 29 30,52 44,35 61,44 30,92 158 837 8 006 4 765 3 241 7 045 30 7,00 33,96 52,01 45,01 158 023 7 498 5 020 2 477 5 367 31 5,00 20,34 40,40 35,40 142 262 6 995 4 997 1 998 2 893 Tabela 6.1: Sessões do Mercado Diário relativas a Portugal[28]. Dia Preço Mínimo (e/MWh) Preço Médio (e/MWh) Preço Máximo (e/MWh) Amplitude Preço (e/MWh) Energia Total (MWh) Energia Máx. Horária (MWh) Energia Mín. Horária (MWh) Amplitude Energia (MWh) Volume Económico Transacionado (ke) 1 32,40 46,70 62,69 30,29 398 136 20 196 12 819 7 377 18 594 2 35,99 54,32 65,01 29,02 436 683 22 954 12 162 10 792 23 722 3 41,98 53,77 59,92 17,94 414 119 20 508 12 879 7 628 22 266 4 34,00 45,76 62,69 28,69 385 800 18 983 13 132 5 851 17 653 5 43,93 59,78 69,00 25,07 437 278 22 230 12 743 9 487 26 139 6 40,00 53,42 63,70 23,70 387 592 18 456 13 093 5 362 20 706 7 47,73 64,40 85,05 37,32 489 958 26 644 14 025 12 619 31 552 8 54,56 65,72 75,96 21,40 523 648 28 090 15 472 12 619 34 413 9 48,89 63,60 75,69 26,80 533 092 29 186 15 891 13 295 33 905 10 43,00 56,75 67,69 24,69 453 485 24 218 14 096 10 122 25 733 11 37,00 46,52 68,03 31,03 405 669 19 981 13 643 6 338 18 870 12 41,00 58,20 70,69 29,69 528 965 28 941 13 913 15 028 30 785 13 39,20 56,88 70,20 31,00 545 205 29 497 16 411 13 086 31 011 14 43,05 61,50 81,12 38,07 544 138 28 792 16 017 12 775 33 463 15 32,25 47,66 64,00 31,75 544 390 28 922 17 348 11 574 25 945 16 33,04 52,64 71,25 38,21 542 164 29 279 17 217 12 061 28 540 17 33,04 46,61 64,88 31,84 452 134 23 433 16 052 7 381 21 073 18 25,00 42,80 60,80 35,80 407 955 20 438 14 820 5 618 17 462 19 28,07 52,17 70,01 41,94 553 342 30 376 15 781 14 595 28 867 20 39,40 60,57 77,51 38,11 577 243 30 442 17 466 12 976 34 966 21 38,50 52,12 67,75 29,25 591 302 30 932 17 503 13 429 30 816 22 33,04 50,64 65,00 31,96 580 273 30 194 18 980 11 214 29 387 23 35,00 53,65 68,50 33,50 556 641 30 027 16 991 13 037 29 863 24 35,00 46,94 57,90 22,90 468 858 24 461 14 898 9 563 22 009 25 25,83 40,69 63,89 38,06 416 088 21 464 14 890 6 574 16 932 26 35,00 57,59 71,15 36,15 555 903 29 907 16 295 13 612 32 013 27 39,80 55,58 70,52 30,72 563 302 29 789 16 846 12 943 31 306 28 39,50 57,45 72,52 33,02 558 854 29 889 17 157 12 732 32 105 29 30,52 44,35 61,44 30,92 546 086 28 710 15 345 13 365 24 221 30 5,00 33,56 52,01 47,01 548 385 28 852 19 216 9 636 18 406 31 4,00 17,18 Tabela 6.2: Sessões do Mercado Diário relativas a Espanha[28]. 6.2 Análise de um mês de inverno – janeiro 79 As linhas a laranja representam novamente os domingos e a linhas a azul representam os feriados do dia de 1 de janeiro, Ano-Novo para os dois países, e o feriado oficial espanhol de dia 6. Os valores baixos de energia transacionada são evidentes nesses dias levando a uma redução de volume económico transacionado. 6.2.2 Energia Transacionada A energia transacionada no Mercado Diário no mês de janeiro de 2015 totalizou 20 099 GWh de energia, com 4 653 GWh do lado Português e 15 445 GWh referentes ao lado Espanhol. Mais uma vez esta diferença era de esperar devido às diferentes dimensões dos dois países e respetivas necessidades energéticas. Na Figura 6.1 está representada a evolução dos valores de energia transacionada por dia no Mercado Diário do MIBEL durante o mês de janeiro. Figura 6.1: Evolução dos valores de energia transacionada, em MWh, no Mercado Diário para cada dia do mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]. Pela análise da Figura 6.1 é possível observar que a energia transacionada registou valores relativamente baixos nos primeiros 6 dias do mês, especialmente em Espanha, devido aos feriados que ocorreram. Em Portugal, a curva com a evolução dos valores de energia transacionada apresenta-se menos irregular comparada com a de Espanha, sendo visível em ambas valores mais elevados nos dias da semana e mais reduzidos nos sábados e domingos, estes últimos identificados pelas linhas verticais a tracejado. São apresentados na Tabela 6.3 os valores diários máximos e mínimos de energia transacionada no Mercado Diário, no mês de janeiro, em Portugal e em Espanha. O dia com menor quantidade de energia transacionada em Portugal correspondeu a 1 de janeiro, feriado de Ano-Novo. Em Espanha esse valor ocorreu no dia 4 de janeiro, um domingo. Os valores máximos ocorreram no dia 15 em Portugal e no dia 21 em Espanha com 165 779 MWh e 591 302 MWh transacionados, respetivamente. Na Figura 6.2 é apresentada a evolução dos valores mínimos e máximos horários de energia transacionada para cada dia do mês de janeiro, em Portugal e em Espanha. 80 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 Mínimo Máximo Energia (MWh) Dia Energia (MWh) Dia Portugal 118 144 1 - quinta-feira 165 779 15 - quinta-feira Espanha 385 800 4 - domingo 591 302 21 - quarta-feira Tabela 6.3: Valores diários máximos e mínimos de energia transacionada, em MWh, no Mercado Diário no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28] Figura 6.2: Evolução dos valores máximos e mínimos horários de energia transacionada, em MWh, no Mercado Diário, para cada dia de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]. Os valores máximos e mínimos horários de energia transacionada são apresentados na Tabela 6.4. Mínimo Máximo Energia (MWh) Dia Hora Energia (MWh) Dia Hora Portugal 3 956 1 - quinta-feira 8 8 006 29 - quinta-feira 23 Espanha 12 162 2 - sexta-feira 4 30 932 21 - quarta-feira 12 Tabela 6.4: Valores horários máximos e mínimos de energia transacionada no Mercado Diário, em MWh, no mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]. O valor mínimo horário de energia transacionada ocorreu em Portugal no dia 1 de janeiro, um feriado, num período de vazio, mais concretamente na hora 8. Em Espanha o valor mínimo horário de energia transacionada ocorreu no dia na hora 4 do dia 2 de janeiro, uma sexta-feira, correspondendo a um período de super vazio. O valor máximo horário de energia transacionada ocorreu na hora 23 do dia 29 de janeiro em Portugal, e na hora 12 do dia 21 de janeiro em Espanha. 6.2.3 Preços do Mercado Diário O preço médio mensal da energia transacionada foi de 51,60 e/MWh em Espanha e de 51,82 e/MWh em Portugal. Nas Figuras 6.3 e6.4 encontram-se os gráficos que representam a evolução do preço médio diário juntamente com os valores de energia elétrica transacionados no Mercado Diário ao longo do mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal, respetivamente. 6.2 Análise de um mês de inverno – janeiro 81 Figura 6.3: Valores de energia transacionada por dia, em MWh, e evolução do preço médio diário, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de janeiro de 2015 em Espanha [28]. Figura 6.4: Valores de energia transacionada por dia, em MWh, e evolução do preço médio diário, em e/MWh, no Mercado Diário, no mês de janeiro de 2015 em Portugal (em baixo) [28]. As curvas apresentadas nos gráficos das Figuras 6.3 e6.4 não apresentam diferenças notórias o que sugere poucas ocorrências de congestionamento das interligações entre os dois países, e consequente ativação do mecanismo de separação de mercados, assunto a abordar em detalhe mais à frente. A Tabela 6.5 demonstra em detalhe os valores máximos e mínimos horários do preço da energia elétrica transacionada no Mercado Diário do MIBEL, a par dos dias e horas a que se verificaram tanto em Portugal como em Espanha. Mínimo Máximo Preço (e/MWh) Dia Preço (e/MWh) Dia Portugal 5,00 31 - sábado 85,05 7 - quarta-feira Espanha 4,00 31 - sábado 85,05 7 - quarta-feira Tabela 6.5: Valores horários máximos e mínimos do preço da energia elétrica transacionada no Mercado Diário, em e/MWh, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. 88 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 Figura 6.14: Número de dias para cada hora em que cada tecnologia marcou o preço do Mercado Diário e evolução do preço médio horário mensal, durante o mês de janeiro de 2015, em Espanha (em cima) e em Portugal (em baixo) [28]. Pela análise dos gráficos da Figura 6.14 observa-se que, tanto a evolução do preço médio horário, como o perfil de distribuição das tecnologias ao longo das 24 horas são bastante semelhantes para os dois países. A curva dos preços médios horários é, mais uma vez, menor nos períodos de vazio onde há menos procura, e maior em horas fora do vazio onde a procura de energia é mais elevada. 6.3 Comparação entre os resultados do mês de janeiro de 2014 e do mês de janeiro de 2015 Nesta secção serão feitas comparações entre os resultados do Mercado Diário do MIBEL de janeiro de 2014 e de janeiro de 2015. A análise a efetuar tem como objetivo avaliar eventuais alterações no funcionamento do MIBEL pela comparação dos resultados entre os dois períodos homólogos de anos distintos que incluem a quantidade, preço e volume económico de energia elétrica transacionada, o número de horas de ativação do mecanismo de separação de mercados, Market Splitting, e os tipos de tecnologias que fazem parte do mix de produção. Na Figura 6.15 são apresentados os valores de energia transacionada no Mercado Diário, em Portugal e em Espanha, em janeiro de 2014 e em janeiro de 2015. Em termos de quantidade de energia transacionada no Mercado Diário, os valores mantiveramse praticamente iguais no caso português, com a maior diferença a ser registada em Espanha com 6.3 Comparação entre os resultados do mês de janeiro de 2014 e do mês de janeiro de 2015 89 Figura 6.15: Energia transacionada no Mercado Diário, em GWh, durante os meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. um decréscimo de 7,2% de janeiro de 2014 para janeiro de 2015 apesar do aumento de 2,8% consumo, segundo dados da REE [39]. Estes valores aparentemente discordantes têm que ver com o facto de os dados apresentados na Figura 6.15 não englobarem a quantidade de energia transacionada através do estabelecimento de contratos bilaterais. Desta forma pode concluir-se que a energia contratada associada a a este tipo de contratos verificou um aumento no período em questão. Na Figura 6.16 está representado graficamente o preço médio mensal para Portugal e Espanha no mês de janeiro para 2014 e 2015. Figura 6.16: Preço médio mensal, em e/MWh, durante os meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. Pela análise da Figura 6.16 é evidente que o preço médio mensal da energia elétrica foi bastante 90 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 superior em ambos os países em janeiro de 2015 comparado como o registado em janeiro de 2014. Tal como já foi referido, os meses de janeiro de 2014 e 2015 diferiram bastante em termos de condições climatéricas, mais concretamente nos níveis de hidraulicidade e eolicidade, tendo como consequência a redução na produção de energia em centrais de custo marginal nulo levando ao aumento do preço médio em ambos os países. Este assunto irá ser abordado mais à frente nesta secção. Os preços em geral mais elevados no mês de janeiro de 2015 em relação ao período homólogo do ano anterior tem também como consequência o aumento do volume económico transacionado tanto em Portugal como em Espanha, apesar de neste último a energia transacionada no Mercado Diário ter sido inferior ao verificado no mesmo mês do ano anterior, como a Figura 6.15 o sugere. Na Figura 6.17 encontra-se representado o gráfico com os valores de volume económico transacionado no Mercado Diário do MIBEL em janeiro de 2014 e em janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha. Figura 6.17: Volume económico transacionado no Mercado Diário do MIBEL, em ke, durante os meses de janeiro de 2014 e de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. Em termos de produção verificou-se uma redução acentuada no que toca a energia hidroelétrica e eólica pelas razões já referidas. Esta redução, aliada ao aumento do consumo em ambos os países, levou a que centrais térmicas que produzem energia elétrica em regime ordinário fossem mais vezes a mercado de modo a suprir as necessidades energéticas. Estas variações na produção são melhor ilustradas na Figura 6.18 em que se apresentam as diferenças percentuais entre os valores da produção total por tecnologia, incluindo energia associada a contratos bilaterais, em Portugal e em Espanha para os meses de janeiro de 2014 e 2015, tomando os valores das tabelas 4.7 e6.7. Como se pode constatar pela análise à Figura 6.18, as tecnologias dependentes de recursos hídricos e eólicos sofreram reduções notáveis no mês de janeiro de 2015 com a produção hídrica em regime ordinário a descer 54% em Portugal e 43% em Espanha. A eólica e a hídrica em regime 6.3 Comparação entre os resultados do mês de janeiro de 2014 e do mês de janeiro de 2015 91 Figura 6.18: Variação da energia total produzida mensal, em percentagem, por tecnologia, entre o mês de janeiro de 2014 e janeiro de 2015 em Portugal e em Espanha [37] [39]. especial, esta com menor peso na produção total, apresentaram também reduções consideráveis. Com isto verificou-se uma redução da energia total produzida em regime especial em janeiro de 2015 face a janeiro de 2014, pois os aumentos significativos de produção solar fotovoltaica e solar térmica, no caso de Espanha, têm pouco peso no total da produção. Em contrapartida, a energia térmica produzida em regime ordinário, proveniente das centrais a carvão e ciclo combinado a gás natural, verificou um aumento de quase 100% em ambos os países. O peso que cada tecnologia de produção tem na geração total de Espanha encontra-se representado graficamente na Figura 6.19 que se apresenta de seguida. Figura 6.19: Peso de cada tecnologia produtora de energia elétrica face à geração total, em janeiro de 2015 (em cima) e em janeiro de 2014 (em baixo), em Espanha [28]. Em janeiro de 2015, a energia total produzida em Espanha, incluindo contratos bilaterais, aumentou ligeiramente face a janeiro de 2014. Com a menor produção proveniente de fontes renováveis verificou-se um aumento assinalável de geração não renovável, nomeadamente de energia nuclear, térmica de centrais a carvão e ciclo combinado. De salientar a redução para níveis residuais de energia elétrica proveniente de importações internacionais e de centrais de fuel-gás, estas últimas têm vindo a ser reconvertidas em centrais de ciclo combinado [42]. 92 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 O peso que cada tecnologia de produção tem na geração total de Portugal encontra-se representado graficamente nas Figura 6.20 que se segue. Figura 6.20: Peso de cada tecnologia produtora de energia elétrica face à geração total, em janeiro de 2015 (em cima) e em janeiro de 2014 (em baixo), em Portugal [28] [39]. Em Portugal a energia produzida em janeiro de 2015 foi bastante inferior ao mesmo período de 2014. A geração proveniente de fontes com recursos renováveis decresceu consideravelmente neste mês, tendo sido necessário recorrer bastante mais vezes à produção em centrais térmicas de ciclo combinado sobretudo em períodos de cheias. Este facto, aliado ao aumento do consumo, fez com que o saldo importador neste mês tenha atingido os 500 GWh, um aumento de 85% face a janeiro de 2014, segundo dados da REN [37]. Quanto à gestão de congestionamento das interligações entre Portugal e Espanha, janeiro de 2015 apresentou algumas diferenças face a janeiro de 2014. Na Tabela 6.8 são apresentados os valores correspondentes ao número de horas de ativação de Market Splitting, separadas por horas de ocorrência aquando da exportação por parte de Espanha e por parte de Portugal. Estão também presentes na tabela os valores percentuais da variação do preço médio mensal entre Espanha e Portugal nos meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015. Espanha a Exportar Portugal a Exportar MPreços Médios Espanha-Portugal Janeiro de 2014 0 143 6,82% Janeiro de 2015 39 0 -0,43% nohoras Tabela 6.8: Número de horas de Market Splitting com Espanha como parte exportador e com Portugal como parte exportadora e variação percentual do preço médio mensal entre Espanha e Portugal, no mês de janeiro de 2014 e no mês de janeiro de 2015 [28] Pela análise da Tabela 6.8 é possível constatar que o cenário da troca de energia entre os dois países aquando da separação de mercados foi bastante diferente nos meses de janeiro de 2014 e janeiro de 2015. Numa primeira análise verifica-se que o valor absoluto da variação percentual do preço médio mensal da energia elétrica depende diretamente do valor de horas totais em que foi acionado o mecanismo de separação de mercados nesse mês. Em janeiro de 2014 os mercados 6.3 Comparação entre os resultados do mês de janeiro de 2014 e do mês de janeiro de 2015 93 foram separados num total de 143 horas que se reflete na diferença de 6,82% entre os preços médios entre Espanha e Portugal. O cenário foi diferente no mês de janeiro de 2015 em que foi acionado o Market Splitting num total de 39 horas. A diferença dos preços médios entre Espanha e Portugal foi assim 0,43%, em valor absoluto, bastante menor que em janeiro de 2014. O sinal positivo ou negativo da diferença percentual dos preços médios entre os dois países reflete em que sentido foi mais frequente a troca de energia aquando da separação de mercados. Como já foi referido, quando é acionado o Market Splitting, o preço da energia elétrica é geralmente superior para a entidade importadora. Ao contrário do que se sucedeu em janeiro de 2014, em que Portugal foi sempre a entidade exportadora no total das 143 horas em que o mercado foi separado, em janeiro de 2015 Espanha assumiu-se como o país que se encontrava a exportar em todas as 39 horas em que foi ativado o Market Splitting. O sinal negativo da diferença percentual do preço médio mensal da energia elétrica entre Espanha e Portugal para janeiro de 2015 reflete assim o menor preço médio mensal verificado em Espanha. 94 Análise dos Resultados do Mercado Diário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 Capítulo 7 Análise dos Resultados do Mercado Intradiário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 7.1 Introdução No que refere aos resultados do Mercado Intradiário para o primeiro semestre de 2015, será realizada neste capítulo uma análise análoga à apresentada no Capítulo 5, em particular sobre o mês de janeiro de 2015, um mês de inverno. Os resultados serão mais uma vez analisados em termos de quantidade, preço e volume económico da energia transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL. Finalmente, será feita uma comparação entre os resultados do Mercado Intradiário no mês de janeiro de 2015 e no mês de janeiro de 2014. 7.2 Análise a um mês de inverno - janeiro 7.2.1 Resultados Diários do Mercado Intradiário Os valores diários relativos ao Mercado Intradiário para Espanha e para Portugal estão apresentados nas Tabelas 7.1 e7.2, respetivamente. Estas tabelas incluem os preços mínimo, médio e máximo diários, amplitude entre o preço mínimo e máximo diário, energia e volume económico transacionados em cada dia do mês de janeiro de 2015. Os valores representam os totais relativos às seis sessões do Mercado Intradiário e apresentados pelo Operador de Mercado Ibérico - Pólo Espanhol, OMIE. As linhas a laranja correspondem novamente a domingos e as linhas a azul representam feriados. A partir das Tabelas 7.1 e 7.2 é novamente possível observar que nestes dias em particular ocorrem reduções nos valores dos preços mínimos, médios e máximos, e em menor escala da quantidade de energia transacionada e do volume económico movimentado em ambos os países. 95 96 Análise dos Resultados do Mercado Intradiário Referentes ao Primeiro Semestre de 2015 Dia Preço Mínimo (e/MWh) Preço Médio (e/MWh) Preço Máximo (e/MWh) Amplitude Preços (e/MWh) Energia Total (MWh) Volume Económico (ke) 1 30,27 46,99 62,70 32,43 58 295 2 739 2 35,99 57,10 67,01 31,02 67 663 3 864 3 40,10 53,32 60,86 20,76 65 177 3 475 4 24,70 46,13 65,68 40,98 75 424 3 479 5 45,43 62,60 71,21 25,78 95 253 5 963 6 38,50 54,06 64,00 25,50 80 386 4 346 7 47,73 67,14 86,00 38,27 103 937 6 978 8 50,00 66,88 79,39 29,39 108 231 7 238 9 45,00 63,08 75,69 30,69 85 247 5 377 10 40,63 59,18 70,89 30,26 86 837 5 139 11 24,05 48,86 68,03 43,98 89 552 4 376 12 41,04 61,30 74,09 33,05 81 433 4 992 13 41,69 60,49 73,37 31,68 90 216 5 457 14 41,58 61,99 82,13 40,55 89 707 5 561 15 33,00 52,49 72,01 39,01 86 724 4 552 16 23,13 51,64 73,34 50,21 92 567 4 780 17 34,69 52,37 71,78 37,09 75 990 3 980 18 17,00 47,10 65,00 48,00 94 487 4 450 19 28,07 53,01 73,03 44,96 87 320 4 629 20 42,30 63,69 76,22 33,92 103 764 6 609 21 35,70 54,07 71,78 36,08 98 817 5 343 22 28,08 55,04 73,00 44,92 92 028 5 065 23 37,00 56,05 68,50 31,50 77 638 4 352 24 34,75 48,19 58,20 23,45 77 526 3 736 25 22,88 44,21 63,89 41,01 91 173 4 031 26 35,63 60,63 71,15 35,52 83 503 5 063 27 39,97 53,49 67,30 27,33 78 260 4 186 28 39,78 55,75 70,17 30,39 78 863 4 397 29 20,00 41,99 67,01 47,01 83 950 3 525 30 4,80 39,01 57,00 52,20 78 199 3 051 31 1,00 20,86 53,00 52,00 87 621 1 828 Tabela 7.1: Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, no Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2015, em Espanha [28]. Dia Preço Mínimo (e/MWh) Preço Médio (e/MWh) Preço Máximo (e/MWh) Amplitude Preços (e/MWh) Energia Total (MWh) Volume Económico (ke) 1 30,27 46,99 62,70 32,43 14 323 673 2 35,99 57,10 67,01 31,02 11 300 645 3 40,10 53,32 60,86 20,76 10 470 558 4 24,70 46,14 65,68 40,98 5 509 254 5 45,43 62,60 71,21 25,78 3 801 238 6 38,50 54,40 64,00 25,50 10 613 577 7 47,73 67,31 86,00 38,27 27 209 1 831 8 50,60 67,10 79,39 28,79 7 464 501 9 45,00 63,08 75,69 30,69 16 335 1 030 10 40,63 59,77 70,89 30,26 10 418 623 11 24,05 54,18 180,30 156,25 18 431 999 12 41,04 61,51 74,09 33,05 8 549 526 13 41,69 60,91 73,37 31,68 15 855 966 14 41,58 62,03 82,13 40,55 7 971 494 15 33,00 52,49 72,01 39,01 5 742 301 16 23,13 51,64 73,34 50,21 12 457 643 17 34,69 52,57 71,78 37,09 10 168 535 18 17,00 47,10 65,00 48,00 10 432 491 19 28,07 53,01 73,03 44,96 13 075 693 20 42,30 63,69 76,22 33,92 11 048 704 21 35,70 54,07 71,78 36,08 6 986 378 22 28,08 55,04 73,00 44,92 9 372 516 23 37,00 56,05 68,50 31,50 15 034 843 24 34,75 48,19 58,20 23,45 8 836 426 25 22,88 44,21 63,89 41,01 5 106 226 26 35,63 60,63 71,15 35,52 6 643 403 27 39,97 55,32 67,30 27,33 11 324 626 28 39,78 56,11 70,17 30,39 9 650 541 29 20,00 41,99 67,01 47,01 6 350 267 30 12,00 39,97 57,00 45,00 7 161 286 31 1,00 22,30 53,00 52,00 4 011 89 Tabela 7.2: Valores diários de energia transacionada, preço mínimo, médio e máximo e volume económico transacionado, no Mercado Intradiário, no mês de janeiro de 2015, em Portugal [28]. 7.2 Análise a um mês de inverno - janeiro 97 7.2.2 Energia Transacionada O total energia elétrica transacionada ao longo das seis sessões do Mercado Intradiário do mês de janeiro de 2015 foi de 2 967 GWh, com 2 646 GWh correspondentes a Espanha e 321 GWh a Portugal. Na Figura 7.1 encontra-se o gráfico que ilustra a evolução diária dos valores de energia transacionada ao longo das seis sessões do Mercado Intradiário do MIBEL, para o caso Português e Espanhol. Figura 7.1: Evolução dos valores de energia diária transacionada no Mercado Intradiário do MIBEL, em MWh, no mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal [28]. Na Tabela 7.3 são apresentados os valores máximos e mínimos de energia diária transacionada no Mercado Intradiário, para Portugal, para Espanha, no mês de janeiro de 2015. Mínimo Máximo Energia (MWh) Dia Energia (MWh) Dia Portugal 3 801 5 - segunda-feira 27 209 7 - quarta-feira Espanha 58 295 1 - quinta-feira 108 231 8 - quinta-feira Tabela 7.3: Valores mínimos e máximos diários de energia transacionada no Mercado Intradiário, em MWh, no mês de janeiro de 2015, em Portugal e em Espanha [28]. É possível observar pela análise do gráfico da Figura 7.1 que o perfil das curvas que representam da evolução da energia transacionada dos dois países são bastante diferentes no que se refere a valores máximos ou mínimos. Como as condições climatéricas foram particularmente desfavoráveis para a produção de energia hídrica e eólica neste mês, a incerteza que resulta da previsão da produção deste tipo de tecnologias foi também inferior o que se reflete na ausência de picos muito acentuados de energia contratada no Mercado Intradiário. 104 Conclusão namentos tem sido implementada uma estratégia de investimento em Portugal que engloba não só o reforço das interligações com a rede de Espanha, como a nova linha de 400 kV Tavira - Puebla de Guzmán, mas também alguns reforços internos, nomeadamente no Norte do país, permitindo o aumento progressivo da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha ao longo dos anos e uma maior flexibilidade de exploração da rede interna. Um importante marco no sentido da harmonização regulatória no contexto do MIBEL correspondeu à realização em 2014, pela primeira vez, de leilões conjuntos de capacidade de transporte de energia elétrica na interligação entre Espanha e Portugal, com o primeiro leilão a ocorrer a 25 de março. Este mecanismo foi o primeiro a nível europeu a assegurar a colocação de direitos financeiros de capacidade, possibilitando aos agentes cobrirem o risco associado à diferença de preço entre os dois países. Numa nota final em relação aos preços da energia elétrica, resta referir que, no ano de 2014, foi ainda realizado com sucesso o acoplamento do MIBEL com a região oeste da Europa, a 4 fevereiro, no sentido de se obter uma convergência de preços entre os vários países envolvidos [43]. Como já foi referido, em 2014 as condições hidrológicas verificadas foram no geral favoráveis, com um índice de hidraulicidade de 1,27. A grande hídrica foi responsável por 27% da produção total em Portugal e 14% em Espanha, em linha com o verificado no ano anterior, com a quota das centrais térmicas (carvão e gás natural) a rondar os 27% em Portugal e 24% em Espanha, um ligeiro aumento em ambos os países. A produção nas centrais de ciclo combinado a gás natural manteve-se praticamente inalterada nos dois países com uma quota de produção de 8% em Espanha e 2% em Portugal. Já a produção a partir de centrais a carvão aumentou tanto em Portugal como em Espanha atingindo 25% e 16% da produção total, respetivamente. Por outro lado, a produção em centrais nucleares assegurou o abastecimento de 21% da procura em Espanha e os produtores em regime especial viram a sua quota diminuir no caso Espanhol de 44% em 2013 para 39%. Em Portugal, a PRE cobriu 46% do consumo, tendo o saldo importador Português sofrido uma redução de 65% tendo representado apenas 2% do total em 2014. Em relação ao Mercado Intradiário, foram transacionados 34 812 GWh de energia elétrica em 2014, menos 3 797 GWh do que em 2013, representando apenas 16% da energia contratada quando comparado com a transacionada no Mercado Diário. Os preços médios do Mercado Intradiário foram, ao longo do ano de 2014, semelhantes aos verificados no Mercado Diário, podendo portanto ser tecidas as mesmas conclusões que na situação anterior. Por seu lado, no mês de janeiro de 2015 foram transacionados 20 099 GWh, uma redução de 7,2% em relação ao verificado em janeiro de 2014. Os preços médios mensais em Portugal e em Espanha, para o mês de janeiro de 2015, foram de 51,82 e/MWh e 51,60 e/MWh, respetivamente, um aumento assinalável na ordem dos 60% em relação ao mesmo período de 2014. Esta situação deveu-se à existência de condições hidrológicas mais desfavoráveis, com a produção hídrica a registar uma redução na ordem dos 50% no conjunto dos dois países. Face a este cenário, a geração térmica apresentou valores bastante mais elevados, tendo-se observado um aumento de quase 100% tanto em Portugal como em Espanha. No mês de janeiro de 2015 verificou-se igualmente um baixo índice de eolicidade, contribuindo para a diminuição na ordem dos 27% da PRE em Portugal e 19% em Espanha. Em relação ao mecanismo de separação de mercados, constatou-se Conclusão 105 uma diminuição do número de horas em que foi aplicado o Market Splitting durante o mês de janeiro de 2015 quando comparado com os valores de janeiro de 2014. Em janeiro de 2015 este mecanismo foi ativado durante 39 horas, menos 104 horas do que o verificado em janeiro de 2014, com a totalidade das horas a corresponderem a períodos de exportação de Espanha para Portugal. Estes valores representam uma diminuição de 73% face a janeiro de 2014, que vai de encontro ao esperado devido às fracas condições atmosféricas verificadas e consequente diminuição da produção assegurada pela PRE. A escassez de recursos endógenos fez com que se tivesse recorrido de forma mais intensa à produção térmica nacional, aliviando assim as interligações entre Portugal e Espanha do fluxo energético proveniente do excedente de PRE dos dois países. No Mercado Intradiário foram transacionados 2 967 GWh de energia elétrica durante o mês de janeiro de 2015. Este valor apresentou-se 11% mais baixo que o verificado no mês de janeiro de 2014. Os preços médios mensais verificados no Mercado Intradiário, durante o mês de janeiro de 2015, em Espanha e em Portugal, acompanharam a tendência dos valores do Mercado Diário apresentando-se bastante superiores aos verificados em janeiro de 2014. A nível do funcionamento do MIBEL e o seu desenvolvimento no sentido da integração ibérica, prevêem-se mais esforços dos intervenientes não só neste sentido mas também em termos de integração dos mercados de energia a nível europeu, sendo para isso necessário ultrapassar, primeiramente, as limitações relacionadas com a capacidade das interligações da Península Ibérica com França, a par do reforço das interligações entre Portugal e Espanha. Com a progressiva integração dos mercados de energia elétrica a nível europeu promove-se assim um ambiente mais concorrencial e de inovação tecnológica nas atividades do setor com vista à redução dos preços da energia elétrica e da sua volatilidade. A diminuição do diferencial entre os preços da energia elétrica entre Portugal e Espanha reflete uma aproximação ao objetivo de um mercado interno de eletricidade que, por sua vez, se traduz na perceção de um menor risco por parte dos comercializadores. Para que volatilidade dos preços seja cada vez menor seria conveniente estudar a possibilidade de premiar os centros electroprodutores eólicos e solares fotovoltaicos que sejam capazes de prever de forma sustentada os seus valores de produção de forma a reduzir os desvios face às quantidades consideradas pelo Operador de Mercado no dia anterior e, assim, reduzir igualmente a utilização de reservas. A integração cada vez maior de PRE, em especial a renovável com caráter intermitente tal como eólica e solar fotovoltaica, surge também como um ponto importante em contexto de mercado grossista. A integração de produção eólica em particular levanta preocupações de segurança no abastecimento pelo que se sugere a realização de estudos neste sentido, sendo relevante também a análise da complementaridade entre diferentes fontes energéticas de forma a reduzir congestionamentos aquando da troca de energia entre Portugal e Espanha. 106 Conclusão Referências [1] J. P. Tomé Saraiva, J. L. P. 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