Análise e Previsão da Evolução do Custo da Electricidade em Portugal

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1 Análise e Previsão da Evolução do Custo da Electricidade em Portugal João Tiago Quejas Machado Gil Dissertação para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Júri Presidente: Orientador: Vogais: Prof. Paulo da Costa Branco (DEEC, IST) Prof. João José Esteves Santana (DEEC, IST) Eng.º Mário Paulo (Director da REN e Assessor da SEEI) Prof. Pedro Manuel Santos de Carvalho (DEEC, IST) Outubro de 2010

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3 Agradecimentos Aos meus pais, irmã e restante família, pelo apoio incondicional que deram durante o curso e especialmente na recta final com a escrita da dissertação. À minha namorada Raquel Pires, que pelo apoio, amor e exemplo sempre me ajudou a transpor os obstáculos que foram surgindo, ajudando-me para que mesmo no meio do temporal não perdesse o norte. Aos meus amigos pelo apoio e companheirismo que sempre demonstraram e pelo incentivo moral que sempre me foram dando ao longo destes anos, em especial ao Miguel que conseguiu descortinar o erro de formatação no documento final. Ao Professor João Esteves Santana, que pela disponibilidade que apresentou e pela sua sabedoria e vasto conhecimento sobre os temas desenvolvidos, sempre soube afinar agulhas e ajudar a encontrar o rumo a seguir, para que fossem obtidos os resultados que permitiram o desenvolvimento e a conclusão deste trabalho. i

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5 Lista de Acrónimos ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos PRO Produção/Produtores em Regime Ordinário PRE Produção/Produtores em Regime Especial CAE Contratos de Aquisição de Energia CMEC Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual SEN Sistema Eléctrico Nacional RNT Rede Nacional de Transporte REN Rede Eléctrica Nacional EDP Energias de Portugal EDPSU Energias de Portugal, Serviço Universal MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade OMIP Bolsa de derivados do MIBEL DGGE Direcção Geral de Energia e Geologia OMI Operador de Mercado Ibérico BdP Banco de Portugal MFAP Ministério das Finanças e Administração Pública INE Instituto Nacional de Estatística EIA U.S. Energy Information Administration CPPE Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade CUR Comercializador de Último Recurso ML Mercado Liberalizado TVCF Tarifa de Venda ao Cliente Final iii

6 MAT Muito Alta Tensão AT Alta Tensão MT Média Tensão BT Baixa Tensão BTN Baixa Tensão Normal BTE Baixa Tensão Especial IP Iluminação Pública PVML Preço de Venda no Mercado Liberalizado GPL Gás de Petróleo Liquefeito S PRE Sobrecusto da Produção em Regime Especial SEP Serviço de Electricidade Público PIB Produto Interno Bruto EP Encargo de Potência EE Encargo de Energia MVA Megavoltampére kva Quilovoltampére MW Megawatt kw Quilowatt TWh Terawatt/hora GWh Gigawatt/hora MWh Megawatt/hora iv

7 Introdução A conjuntura económica actual, torna pertinente a análise da estrutura de custos e preços dos serviços de bens de primeira necessidade, como se poderá considerar a Energia Eléctrica, enfoque do presente trabalho. É neste contexto que se torna relevante a análise da evolução da estrutura tarifária, actualmente aplicada ao sector Eléctrico, pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (doravante referida como ERSE), tendo especial atenção à afectação da mesma pela entrada em serviço de cada vez mais Produtores considerados de Regime Especial, como são o caso da Cogeração, da Eólica e da Fotovoltaica, entre outros. Entre os Produtores em Regime Especial, destacam-se actualmente a Cogeração e Eólica, cuja influência sobre a tarifa de Energia Eléctrica, é de especial interesse, visto serem as tecnologias que têm tido uma maior expansão no nosso país. A cessação dos chamados Contratos de Aquisição de Energia, em 2007, leva à criação de uma nova parcela denominada de Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual, com o intuito de garantir aos electroprodutores afectados, o retorno do investimento por eles efectuado. Tal aspecto repercute-se na tarifa, pelo intermédio de um sobrecusto resultante da menor utilização dos produtores em Regime Ordinário, devido ao crescimento do Regime Especial. Também a passagem dos consumidores para um regime de mercado livre afectará necessariamente a forma como é pensada a tarifa regulada, podendo levar à sua extinção, retirando a interferência da entidade reguladora nos preços estabelecidos para a energia, embora a base do preço imputado aos consumidores se deva manter, visto estar assente nos custos suportados pelos produtores. É imperativa a reflexão sobre o actual paradigma dos Produtores em Regime Ordinário, afectados pela crescente expansão dos Produtores em Regime Especial, sendo lançados novos desafios relativos ao despacho de Energia Eléctrica e em termos compensatórios sobre a análise do futuro relativamente aos contratos celebrados com os produtores térmicos, que afectarão, necessariamente, a tarifa regulada da Energia Eléctrica. Em suma, analisando a estrutura do Sistema Eléctrico Nacional e a situação económica expectável para os próximos anos, é objectivo do presente trabalho realizar uma exposição e análise da forma como é estabelecido o preço médio da Energia Eléctrica imposta aos consumidores, aferindo acerca do futuro da mesma. Palavras Chave: Estrutura de Custos, estrutura tarifária, Produtores em Regime Especial, Produção em Regime Ordinário, paradigma PRO, preço da energia eléctrica. v

8 Introduction The current economic situation makes it pertinent to analyze the structure of costs and service prices of basic necessities such as Electricity, focus of this work. So in this context it becomes relevant to make an analysis about the evolution of the regulated electricity price s structure that is currently applied to the electrical energy sector, by the Energy Services Regulatory Authority (ERSE), paying special attention to the price s changes concerning the growth of producers in a special regimen, such as wind, solar and cogeneration, amongst others. Among the Special Regimen Producers of electricity 1 (PRE), one can highlight Wind and Cogeneration, whose influence over the price of electricity is of particular interest led by its important expansion in our country. The ending of the so-called Energy Purchase Agreements (CAE) in 2007, leading to the creation of the Costs for the Maintenance of Contractual Equilibrium (CMEC) in order to ensure the return on investment made by the affected power producers. These costs have reflections on the energy price by means of an additional cost resulting from the decreasing Ordinary Energy Production 2, due to the Special Regimen growth. The shift of consumers to a free market system has effects on the way the regulated energy price is established, fact that might lead to its extinction, decreasing the influence of the regulatory authority in the process of determining the energy price charged to the consumers, although the basis for its calculation should remain the same since it is related to the costs incurred by producers. It becomes imperative to reflect on the current paradigm related to the Ordinary Energy Production led by the increasing expansion of Special Producers, leading to new challenges concerning the electrical energy dispatch and the financial compensation of the ordinary producers driven by its decreasing usage, fact that will have implications on the electricity price. In sum, analyzing the structure of the National Electricity System and the economic situation expected for the coming years, the objective of this thesis is to make a presentation and analysis on the way the average electric energy price is applied to consumers and its expected value in the future. Key words: Cost Structure, tariff structure, Special Regimen Production, Ordinary Regimen Production, Ordinary Regimen Production paradigm, electrical energy price. 1 Endogenous and Renewable primary energy sources excepting large hydropower 2 Thermal (coal, gas, fuel and other primary sources) and large hydroelectric plants (over 30MW) vi

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10 Conteúdo Agradecimentos... i Lista de Acrónimos...iii Introdução... v Introduction...vi Conteúdo... viii Índice de Figuras...xi Índice de Tabelas... xiii 1 Breve Caracterização do Sistema Eléctrico Nacional Organização do Sistema Eléctrico Nacional Produção de electricidade Transporte de electricidade Distribuição de electricidade Comercialização de electricidade Operação dos mercados de electricidade O Mercado de Electricidade Breve descrição do MIBEL Mercado Diário Mercado a Prazo Estabelecimento de Contratos Envolvente de Mercado Mercado Retalhista Mercado Liberalizado Factos e Números Cálculo do Preço da Electricidade Cadeia de Valor do Sector Eléctrico Produção Transporte Distribuição Comercialização viii

11 3.2 Custos gerados Mercado Livre Mercado Regulado Estrutura de Preços da Energia Eléctrica Comercializador de Último Recurso Comercializadores Livres Custo de Referência Nota sobre margem negocial do mercado Cogeração Remuneração da Cogeração Diferencial de Custo - Cogeração Evolução do Sobrecusto da Cogeração Produção de Energia Eólica Eólica no Sistema Eléctrico Nacional Fornecimento de Energia Eólica Eólica e o Preço da Energia Sobrecusto Produção Eólica Produção Eólica e Despacho Evolução do Sobrecusto PRE Comentários Contratos de Aquisição de Energia e Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual Contratos de Aquisição de Energia Actualidade dos CAE Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual Novas medidas de remuneração e incentivo Caracterização do Consumo Previsão do Consumo Factor de Número de Consumidores α NC Factor de Evolução do Produto Interno Bruto β PIB Factor relativo a outras variáveis γ OV Comentários ix

12 10 Estrutura de Preços dos Electroprodutores Passado Formação dos preços da Energia Eléctrica Cálculo do Custo Médio Ponderado Pressupostos Consumo de Energia Tarifa de Acesso às Redes e de Comercialização Preços de Energia Eléctrica Distribuição Equitativa Custos Variáveis Custos Fixos Custos Médios Consumo de Electricidade Previsão Distribuição Equitativa Comentários Conclusões Bibliografia ANEXOS ANEXO x

13 Índice de Figuras Figura 1 Esquema simplificado da Organização do SEN (fonte: adaptado CASTRO, Fev09). 1 Figura 2 Organização de Mercado (fonte: adaptado EDPSU)... 3 Figura 3 Exemplificação do encontro entre oferta e procura de energia eléctrica no mercado diário... 6 Figura 4 - Mercado Diário, exemplo de Market Splitting fonte: Adaptado (ERSE,2009)... 8 Figura 5 Peso relativo do consumo no ML sobre o consumo total [%] fonte: REN Figura 6 Distribuição do Consumo por escalão de potência face ao consumo total para 2010 fonte (ERSE, 2010) Figura 7 Cadeia de Valor do Sector Eléctrico Fonte: Adaptação de (ERSE, 2009) Figura 8 - Estrutura dos Preços no Mercado Livre Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009) Figura 9 Estrutura das Tarifas no Mercado Regulado Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009) Figura 10 Preços Futuros Energia Eléctrica (fonte: sítio OMIP) Figura 11 Preços Futuros de Energia Eléctrica (fonte OMIP) Figura 12 Perfil diário de Produção PRE (fonte: REN, 12/08/2010) Figura 13 Evolução da Potência Instalada de Cogeração (fonte: DGGE) Figura 14 Evolução da Energia injectada na rede pela Cogeração (fonte: DGGE) Figura 15 - Perfil típico Produção Cogeração (fonte REN) Figura 16 - Procura no CUR por classe de Tensão (fonte: ERSE, Caracterização da Procura 2010 ) Figura 17 Evolução Sobrecusto Cogeração (fonte: ERSE) Figura 18 - Produção e Preço Médio Unitário de Aquisição da Cogeração (fonte: ERSE [28 a 41] )33 Figura 19 Remuneração da Cogeração antes de Figura 20 Remuneração da Cogeração após Figura 21 Evolução Potência Eólica Instalada (fonte: REN) Figura 22 Máximo histórico de potência eólica injectada na rede a 29 de Março de 2010 (fonte: REN) Figura 23 Máximo histórico de potência eólica injectada na rede a 29 de Março de 2010 (fonte: REN) Figura 24 Sobrecusto Produção Eólica e Sobrecusto PRE Figura 25 Custo de Referência e Preço Médio de Aquisição Figura 26 Diagrama de Carga típico de Inverno (fonte: REN, 25 de Março de 2010) Figura 27 Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Inverno (fonte: REN, 25 de Março de 2010) Figura 28 - Diagrama de Carga típico de Verão (fonte: REN, 13 de Julho de 2010) Figura 29 - Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Verão (fonte: REN, 13 de Julho de 2010) xi

14 Figura 30 - Evolução do sobrecusto PRE (valores previstos para tarifas) (fonte: ERSE) Figura 31 - Evolução do sobrecusto PRE (valores ocorridos) (fonte: ERSE) Figura 32 Evolução CMEC e Custo Unitário de Referência (fonte: ERSE) Figura 33 Consumo por tipo de produção (fonte: ERSE) Figura 34 Comparação da Produção entregue na rede por tipo de produção e o consumo total (fonte ERSE, REN, DGGE) Figura 35 - Consumo total de energia eléctrica incluindo previsão para 2010 (fontes: ERSE, REN, DGGE) Figura 36 Comparação entre consumos verificados entre Janeiro e Agosto de 2009 e 2010 (fonte: REN) Figura 37 Evolução do consumo por regime de produção (fonte: ERSE) Figura 38 Evolução do consumo relativo ao regime de mercado (fontes: ERSE, REN) Figura 39 Evolução do consumo e número de consumidores de electricidade em Portugal (fontes: REN, ERSE, DGGE) Figura 40 Evolução do PIB por trimestre (Portugal) (fontes: BdP, INE) Figura 41 Representação gráfica do PIB verificado para 2009 e previsões até 2013 (fontes: BdP, INE e MFAP) Figura 42 - Relacionamento da Correcção de temperatura e diferença no consumo Figura 43 Evolução de Custos Fixos e Variáveis de Centrais Térmicas (fonte: ERSE) Figura 44 Evolução do custo do carvão consumido nas centrais de Sines e Pego (Tejo Energia) (fonte: ERSE) Figura 45 Evolução do custo do fuelóleo consumido na central de Setúbal (fonte: ERSE) Figura 46 Evolução do custo do Gás Natural consumido na central da Turbogás (Tapada do Outeiro) (fonte: ERSE) Figura 47 Evolução do Preço Spot do Brent na última década (fonte: EIA) Figura 48 Evolução preço do carvão e custos variáveis na central do Pego (Tejo Energia) (fonte: ERSE) Figura 49 Energia Produzida nas centrais tomadas como referência Figura 50 Evolução do Custo Médio referente a centrais a Carvão (Pego) e Gás Natural (Tapada do Outeiro) (fonte: ERSE, REN, DGGE) Figura 51 Peso relativo do consumo por escalão de tensão sobre o total (fonte: ERSE, DGGE) Figura 52 Distribuição dos custos e parcelas tarifárias por escalão de tensão Figura 53 Evolução do preço do petróleo Brent (fonte: Trading Economics, 2010) xii

15 Índice de Tabelas Tabela 1 Comparativo da Energia Consumida em Abril de 2009 e 2010 (fonte: REN) Tabela 2 Preço médio de aquisição de energia eléctrica no mercado organizado pelo comercializador de último recurso previsto para 2010 (fonte ERSE) Tabela 3 Valores relativos à Cogeração 2010 (fonte: ERSE) Tabela 4 Potência Eólica Instalada (fonte: REN) Tabela 5 Produção Eólica Nacional (fonte REN) Tabela 6 Análise dos sobrecustos PRE e Eólicas (fonte: ERSE) Tabela 7 Custo de Referência e Preço Médio de Aquisição (fonte: ERSE) Tabela 8 Diferencial de Custo com a aquisição de energia eléctrica aos produtores com CAE (fonte: ERSE, 2010) Tabela 9 Previsões incluídas no cálculo das tarifas relativos aos CAE (fonte: ERSE) Tabela 10 Evolução prevista do número de consumidores em Portugal (fonte: REN, ERSE) 56 Tabela 11 PIB verificado para 2009 e previsões até 2013 (fontes: BdP, INE, MFAP) Tabela 12 Factor de correcção de temperatura e dias úteis no 1º Semestre 2010 (fonte: REN) Tabela 13 Evolução do Custo Médio nas centrais do Pego e Tapada do Outeiro (fonte: ERSE, REN, DGGE) Tabela 14 Evolução do Custo Unitário da actividade de Aquisição de Energia (fonte: ERSE) Tabela 15 Custos Fixos e Variáveis das centrais de referência a Carvão e Gás Natural (fonte: ERSE) Tabela 16 Energia Anualmente Produzida pelas centrais de referência (fonte: ERSE) Tabela 17 Custo Médio de Referência Carvão e Gás Natural Tabela 18 Custo Médio PRE (fonte: ERSE) Tabela 19 Custo Médio Unitário no Mercado Ibérico de Electricidade (fonte: ERSE, MIBEL, OMIP, OMEL) Tabela 20 Energia Produzida PRO, PRE e Saldo Importador (fonte: ERSE, REN) Tabela 21 Evolução do Custo Médio Ponderado da energia eléctrica Tabela 22 Pesos dos tipos de produção sobre o consumo total de electricidade em Tabela 23 Evolução e previsão do Consumo anual referido à produção líquida (fontes: REN, ERSE) Tabela 24 Consumo de Electricidade entre Janeiro e Setembro de 2010 (Fonte: REN) Tabela 25 Previsão do consumo de electricidade por regressão linear entre Outubro e Dezembro de Tabela 26 Consumo de electricidade anual por escalão de tensão (fontes: ERSE, DGGE).. 73 Tabela 27 Peso relativo do consumo por escalão de tensão (fonte: ERSE, DGGE) Tabela 28 Evolução das parcelas da Tarifa de Acesso às Redes (fonte: ERSE) xiii

16 Tabela 29 Tarifas incluídas nas tarifas de venda a clientes finais do CUR (fonte: ERSE, Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e outros serviços em 2010, 12/2009) Tabela 30 Factor de Perdas associado ao consumo de electricidade por escalão de tensão 77 Tabela 31 Pesos sobre o Uso da Rede de Transporte consoante o escalão de tensão Tabela 32 Pesos sobre o Uso da Rede de Distribuição consoante o escalão de tensão Tabela 33 Pesos sobre o Uso Global do Sistema consoante o escalão de tensão Tabela 34 Evolução dos preços de energia eléctrica (Distribuição Equitativa) Tabela 35 Consumos e Produção previstos Tabela 36 Evolução previsional das Parcelas da Tarifa de Acesso às Redes Tabela 37 Energia produzida espectável das centrais de referência a Carvão e Gás Natural85 Tabela 38 Custos Fixos e Variáveis previstos das centrais do Pego e Tapada do Outeiro Tabela 39 Custos Médios unitários previstos das centrais do Pego e Tapada do Outeiro Tabela 40 Evolução esperada do Custo Unitário de Aquisição de Energia Tabela 41 Previsão do Custo Médio PRE Tabela 42 Evolução previsional do Custo Médio Ponderado de Energia Eléctrica Tabela 43 Distribuição esperada do Consumo de Energia Eléctrica por escalão de tensão.. 86 Tabela 44 Preços de Energia Eléctrica estimados com distribuição equitativa xiv

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18 1 Breve Caracterização do Sistema Eléctrico Nacional 1.1 Organização do Sistema Eléctrico Nacional O Sistema Eléctrico Nacional (SEN) [1][28] tem sido alvo de algumas alterações, sendo que a mais significativa data de 1995, quando foi estabelecida a coexistência de um sistema eléctrico público e um independente organizado segundo uma lógica de mercado. Actualmente, em termos organizativos, é possível fazer a divisão do SEN em cinco actividades principais, desenvolvidas de forma independente, sendo estas: Produção; Transporte; Distribuição; Comercialização; Operação dos Mercados Organizados. As actividades de produção e comercialização são exercidas em regime de livre concorrência, mediante atribuição de licença e as actividades de transporte e distribuição, funcionam mediante atribuição de concessões de serviço público. Figura 1 Esquema simplificado da Organização do SEN (fonte: adaptado CASTRO, Fev09) 1

19 1.2 Produção de electricidade A produção de electricidade está inteiramente aberta à concorrência e é dividida em dois regimes: 1. Produção em regime ordinário, relativa à produção de electricidade com base em fontes térmicas tradicionais não renováveis e em grandes centros electroprodutores hídricos. 2. Produção em regime especial, relativa produção de energia eléctrica baseada em fontes endógenas e renováveis, como é o caso da cogeração e eólica. No actual enquadramento legal, a lógica do planeamento centralizado de produção de electricidade é substituída por uma lógica de mercado e de iniciativa privada, havendo apenas lugar à intervenção do operador do sistema para efeitos de segurança do abastecimento de energia eléctrica no SEN quando se perspectivem situações de escassez energética. No enquadramento legal anterior, a optimização da produção assentava nos custos variáveis de produção de cada centro electroprodutor e, actualmente, a optimização resultará de uma lógica de mercado. 1.3 Transporte de electricidade A actividade de transporte de electricidade é efectuada através da Rede Nacional de Transporte (RNT), mediante uma concessão atribuída pelo Estado Português, em regime de serviço público e de exclusividade à REN SA. 1.4 Distribuição de electricidade A distribuição de electricidade é feita através da exploração da rede nacional de distribuição (RND) ao nível da alta e média tensão, assim como da exploração das redes de distribuição de baixa tensão. A rede nacional de distribuição é operada através de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português. Actualmente, a concessão exclusiva para a actividade de distribuição de electricidade em alta e média tensão pertence à EDP Distribuição. As redes de distribuição de baixa tensão continuam a ser operadas no âmbito de contratos de concessão estabelecidos entre os municípios e os distribuidores, actualmente concentrados na EDP Distribuição. 1.5 Comercialização de electricidade A comercialização de electricidade encontra-se inteiramente aberta à concorrência. Os comercializadores podem comprar e vender electricidade livremente e têm o direito de aceder às redes de transporte e de distribuição, mediante o pagamento de tarifas de acesso estabelecidas pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Os consumidores 2

20 podem escolher o seu comercializador e trocar de comercializador sem quaisquer encargos adicionais. Os comercializadores estão sujeitos a certas obrigações de serviço público no que respeita à qualidade e ao abastecimento contínuo de electricidade e, também, a fornecer acesso à informação em termos simples e compreensíveis. 1.6 Operação dos mercados de electricidade Os mercados organizados de electricidade operam num regime livre e estão sujeitos a autorizações concedidas conjuntamente pelo ministro das Finanças e pelo ministro responsável pelo sector energético. A operação do mercado de electricidade deve ser integrada no âmbito do funcionamento de quaisquer mercados organizados de electricidade estabelecidos entre o Estado Português e outros Estados-membros da UE. Os produtores que operem sob o regime ordinário e os comercializadores, entre outros, podem tornar-se membros do mercado. A organização do SEN consiste na coexistência do mercado liberalizado e do mercado regulado (Figura 2). Os agentes económicos podem estabelecer contratos com o comercializador regulado, ou negociar directamente com os comercializadores que actuam no mercado liberalizado. Sistema Eléctrico Nacional Mercado Regulado Mercado Liberalizado Produção Regime Orginário e Regime Especial Rede Nacional de Transporte Distribuição legenda Comercializador de último recurso Clientes em mercado regulado Comercializador livre Clientes em mercado liberalizado Concorrência mediante atribuição de licença Concessão de serviço público Figura 2 Organização de Mercado (fonte: adaptado EDPSU) 3

21 2 O Mercado de Electricidade A Energia Eléctrica, sendo um bem que assume actualmente contornos de primeira necessidade, é já há algum tempo comercializada em regime de mercado, em que os agentes económicos interessados transaccionam electricidade em troca do valor monetário, que resulta do encontro entre a oferta pelos produtores e a procura pelos consumidores. Anteriormente ao funcionamento em regime de mercado, eram estabelecidos contratos com os produtores de energia eléctrica, denominados Contratos de Aquisição de Energia (CAE) [20], nos quais era estabelecido um preço aderente à electricidade, remunerando o electroprodutor para que este garantisse a permanência em actividade. Neste tipo de funcionamento, apenas havia uma entidade a quem o consumidor compraria energia eléctrica, consoante o pagamento de uma tarifa aderente. A tarifa de energia eléctrica, foi criada em 1999, sendo o seu cálculo da responsabilidade de uma entidade reguladora, criada para o efeito, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Revelando ser vantajosa a convergência dos sistemas eléctricos português e espanhol, é instituído o funcionamento em regime de mercado, sendo constituído o Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) [13]. Com a liberalização dos mercados, é aberta a operação em livre concorrência de entidades de produção e comercialização de electricidade, sendo que as actividades de redes são reguladas, por serem considerados monopólios naturais, com o objectivo de aumentar a eficiência da operação e gestão dos recursos relativos a estas actividades. A actividade de produção de energia eléctrica em regime de mercado está associada a um mercado grossista, onde os agentes de produção colocam energia à venda e os agentes comerciais procuram satisfazer a procura, quer para satisfação dos seus clientes finais, quer para consumo próprio. Aderente ao modelo de funcionamento em mercado liberalizado está associada a necessidade da criação de mercados organizados, ou bolsas de transacção de energia, que consistem na plataforma de negociação entre os agentes envolvidos. A formação do preço de electricidade está então sujeita à actividade decorrente do funcionamento dos mercados organizados, onde é estabelecido o preço marginal da energia eléctrica, a fornecer pelos produtores, bem como à evolução de mercados relativos à negociação de outras matérias, como o de combustíveis, emissões de CO 2, entre outros. A contratação de electricidade é feita de várias formas, com o objectivo de aproximar os valores envolvidos na produção e outras actividades inerentes da energia eléctrica, e compra 4

22 da mesma no mercado, sendo feita a contratação para o dia seguinte, no chamado mercado diário, para prazos mais longos, no mercado a prazo, ou bilateralmente de acordo com processos legais ou regulamentares aplicáveis. O mercado retalhista sob o qual os consumidores estabelecem livremente as relações contratuais com os fornecedores de energia eléctrica, reflecte o comportamento do mercado grossista. 2.1 Breve descrição do MIBEL O Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) [13][14] tem origem há uma década, tempo decorrido sobre os primeiros passos dados pelas Administrações de Portugal e Espanha no sentido da sua criação. A cooperação entre os dois países tem-se revelado de grande utilidade, não só pelo contributo dado para a existência do mercado de energia eléctrica a nível ibérico, mas também à escala europeia, como um passo significativo para a construção do Mercado Interno de Energia. O processo de criação do MIBEL tem seguido um caminho de construção contínua composto por vários momentos, dos quais são de destacar: i. Celebração do Protocolo de colaboração entre as Administrações espanhola e portuguesa para a criação do Mercado Ibérico de Electricidade, em Novembro de 2001; ii. Assinatura do Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha, em Outubro de 2004 em Santiago de Compostela; iii. XXII.ª Cimeira Luso-Espanhola de Badajoz, em Novembro de 2006 com reedição em Janeiro de 2008; iv. Assinatura em Braga do Acordo em que foi feita a revisão do Acordo estabelecido anteriormente; v. Celebração da Cimeira Luso-Espanhola de Zamora em Janeiro de A criação do MIBEL proporciona aos consumidores a aquisição de energia eléctrica, em regime de livre concorrência, a qualquer produtor ou comercializador Ibérico. O MIBEL apresenta como metas (fonte: OMIP) [3] : Beneficiar os consumidores de electricidade de ambos os países, através do processo de integração dos respectivos sistemas eléctricos; Estruturar o funcionamento do mercado baseando-se nos princípios da transparência, livre concorrência, objectividade, liquidez, auto-financiamento e auto-organização; Favorecer o desenvolvimento do mercado de electricidade de ambos os países, com a existência de uma metodologia única e integrada, para toda a península ibérica de definição dos preços de referência; Permitir a todos os participantes o livre acesso ao mercado, em condições de igualdade de direitos e obrigações, transparência e objectividade; 5

23 Favorecer a eficiência económica das empresas do sector eléctrico, promovendo a livre concorrência entre as mesmas. Posteriormente, no seguimento da filosofia de funcionamento em regime de mercado, foi criado o Operador de Mercado Ibérico (OMI), apontado como a entidade responsável pela gestão dos mercados diário, intradiário e a prazo. 2.2 Mercado Diário No mercado diário do MIBEL, é transaccionada a energia eléctrica que satisfaz a procura do dia que precede o da negociação. Neste mercado é estabelecido pela intersecção de ofertas de compra e de venda, o preço e a quantidade correspondentes a cada oferta horária do dia seguinte [17]. No processo de encontro do preço de mercado, é formada a chamada curva de oferta, de forma crescente, pelas ofertas de venda dos vários produtores, seguindo a ordem relativa aos preços apresentados por cada tipo de produção. De forma oposta, é apresentado o grupo de procura, ou ofertas de compra, que no desenrolar da sessão de mercado, apresenta uma tendência decrescente em preço. O preço de mercado é estabelecido pelo encontro do menor preço que garante a satisfação da procura pela oferta. Preço [ /MWh] Figura 3 Exemplificação do encontro entre oferta e procura de energia eléctrica no mercado diário 6

24 No mercado diário o preço estabelecido segue o modelo de preço marginal único e, como tal, todos os compradores pagam o mesmo preço que por sua vez é pago a todos os produtores, independentemente do tipo de produção de que disponham. Desta forma, os produtores que façam a oferta de energia eléctrica a um preço mais reduzido, pelas regras impostas do funcionamento do mercado, recebem por elas o preço marginal estabelecido, mesmo sendo superior à sua oferta. Em determinadas alturas, dado que o mercado é ibérico, envolvendo Portugal e Espanha, há momentos em que as capacidades de interligação excedem a sua capacidade, alturas em que se presencia o market splitting ou separação de mercados dos dois países, operando, individualmente, sendo encontrados preços específicos para cada um deles [4]. 7

25 Figura 4 - Mercado Diário, exemplo de Market Splitting fonte: Adaptado (ERSE,2009) Como complemento, há seis sessões que formam o mercado intradiário, nas quais se transacciona electricidade de forma a ajustar os valores obtidos no mercado diário. O funcionamento de mercado nestas sessões é em tudo igual ao diário, estando sujeito à realização de ofertas de compra e de venda por intermédio dos vários agentes, indicando cada oferta por sessão o dia e hora a que se reporta e o preço e a quantidade de energia eléctrica correspondentes. 8

26 2.3 Mercado a Prazo O objectivo do mercado a prazo é o estabelecimento de contratos de compra e venda de energia eléctrica a longo prazo (semana, mês, trimestre, e ano). Para este efeito, a entidade responsável pela gestão deste mercado, o OMIP, disponibiliza os seguintes instrumentos para estabelecimento dos contratos: Contratos Futuro contratos de compra ou venda de energia para um determinado horizonte temporal, em que o comprador estabelece o compromisso de compra de electricidade num dado período de entrega, comprometendo-se o vendedor a colocar essa mesma electricidade, por um preço determinado, aquando da transacção. Os ganhos e perdas resultantes das flutuações de preços durante a fase de negociação neste tipo de contratos, são liquidados numa base diária; Contratos Forward em tudo semelhantes aos contratos Futuro, apenas divergindo na forma de liquidação dos ganhos e perdas, que nesta situação contratual apenas ocorre durante o período de entrega e numa base mensal; Contratos SWAP contratos em que é feita a troca de posição em preço variável por uma posição de preço fixo ou vice-versa, dependendo do sentido da troca. Têm o objectivo de fazer a gestão ou toma de risco financeiro, não havendo entrega física do produto a que se referem, mas apenas a liquidação das margens correspondentes. Actualmente, segundo o OMIP [3], os produtos mais transaccionados são os contratos Futuro. 2.4 Estabelecimento de Contratos No mercado grossista do MIBEL, existe actualmente um conjunto de modalidades de contratação que se complementam, sendo estes: Mercado de contratação a prazo, que consiste no estabelecimento de compromissos no futuro de produção e compra de energia eléctrica com liquidação física 3 ou financeira 4 ; Mercado de contratação à vista, em que se estabelecem programas de venda e de compra de electricidade para o dia seguinte ao da negociação, integrando uma componente de contratação diária e uma de ajustes intradiários, Mercado de serviços de sistema, com funcionamento em tempo real, onde é feito o ajustamento de equilíbrio da produção com o consumo de electricidade; Mercado de contratação bilateral, onde os agentes estabelecem contratos de compra e venda de energia eléctrica para os vários horizontes temporais. 3 Referente à entrega de energia 4 Relativa à compensação dos valores monetários envolvidos na negociação 9

27 Actualmente, a energia produzida pela produção em regime especial (PRE) é totalmente adquirida pelo comercializador de último recurso (CUR), função desempenhada pela EDP Serviço Universal, que faz os ajustes necessários relativamente às necessidades de compra no mercado, descontando a produção expectável em regime especial. 2.5 Envolvente de Mercado O Parque Electroprodutor nacional é formado por diversas tecnologias, às quais estão associados custos diferentes. O consumo é, portanto, satisfeito por energia produzida por vários produtores, sendo que o preço pago pelos consumidores é o reflexo dos custos de produção. Para além deste factor, outros como os preços das fontes de energia primária, o regime hidrológico e, mais recentemente, com as preocupações ambientais na ordem do dia, o mercado de licenças de emissão de CO 2. Pelo aumento do incentivo governamental à criação de novas instalações de produção de fontes renováveis ou endógenas, a energia por estas fornecida equipara-se a uma ou mais centrais térmicas de grande capacidade, chegando a alcançar 30 a 40% da produção diária. Se o panorama há uns anos apontava para a produção térmica como a principal fonte de produção de electricidade, nomeadamente a carvão, gás natural e fuel, tecnologias existentes no nosso país, que dependiam fortemente dos respectivos combustíveis consumidos, em matéria de custos, hoje verifica-se uma forte presença da produção em regime especial no abastecimento eléctrico do consumo. A estes mercados e na sequência do Protocolo de Quioto, pela criação de um mecanismo de gestão de licenças de emissão de CO 2, as centrais térmicas, para além da afectação do preço de venda de electricidade relacionada com os mercados de fontes de energia primária, passam a ter de integrar nos seus custos, uma parcela agravante quanto à emissão destes gases para a atmosfera. Relativamente às centrais hídricas, é atribuído um custo de oportunidade subjacente ao valor da água, que depende das condições hidrológicas de cada ano (húmido ou seco) e da capacidade de armazenamento do aproveitamento hídrico. Há no nosso país dois tipos de centrais hídricas: Centrais de fio-de-água, que não têm capacidade de armazenamento, tendo uma valorização aproximadamente nula em anos húmidos. Centrais de albufeira, com capacidade de armazenamento de água que permitem um aprovisionamento de energia ao longo do tempo, atribuindo à energia por estas produzida, um custo de oportunidade associado à capacidade de armazenamento e condições hidrológicas anuais. Este custo depende também das condições de 10

28 exploração que podem ser limitadas por outros factores como o abastecimento de água para consumo populacional, manutenção das cotas de exploração para agricultura, entre outros. 2.6 Mercado Retalhista Inerente ao desenvolvimento do mercado liberalizado de energia eléctrica, dada a abertura da comercialização ao mercado, é dada aos consumidores liberdade na escolha do seu fornecedor de electricidade. A evolução do mercado retalhista é dependente do comportamento do mercado grossista, visto ser neste definida parte do preço da electricidade pago pelos consumidores, referente aos custos de energia, que é, aliás, preponderante sobre as outras parcelas. Esta é também a única parcela negociável entre fornecedor e consumidor, visto os restantes custos serem regulados e impostos em qualquer regime de mercado (principalmente associados à utilização de redes). Assim, deve prestar-se alguma atenção ao comportamento do mercado retalhista, podendo desta forma acompanhar-se e avaliar-se o regime concorrencial do mercado liberalizado. 11

29 2.7 Mercado Liberalizado Factos e Números O constante aumento da tarifa de energia eléctrica leva os consumidores a uma reflexão mais cuidada acerca do fornecimento de energia eléctrica, avaliando a possibilidade da mudança para o mercado liberalizado. A tarifa de electricidade estará porventura destinada à extinção, visto o número de clientes que se desvincularam do CUR ter aumentado substancialmente nos últimos anos. Os mais recentes números de Abril de 2010 [24] apontam para um consumo de 50% relativo a clientes no mercado liberalizado (ML), na publicação da ERSE Mercado Liberalizado - Situação em Abril de 2010, face a 17% em Abril de No entanto, segundo os dados publicados pela REN, estes números apontam para um peso de cerca de 37% de clientes no ML em Abril de 2010 face aos aproximadamente 11% relativos a Abril de Apesar da discrepância entre os números apresentados, o facto principal a retirar destes valores é a evolução relativa à passagem dos consumidores para o mercado liberalizado, abandonando o comercializador de último recurso. Para análise da evolução do consumo no mercado liberalizado, serão utilizados os dados fornecidos pela REN, devido à maior clareza nos dados disponibilizados. Tabela 1 Comparativo da Energia Consumida em Abril de 2009 e 2010 (fonte: REN) [GWh] Abr-09 Abr-10 Consumo Mercado Liberalizado 0,438 1,482 Consumo Mercado Regulado 3,397 2,509 12

30 Figura 5 Peso relativo do consumo no ML sobre o consumo total [%] fonte: REN Nota-se de facto um crescimento em cerca de 26% da potência consumida pelos clientes no mercado liberalizado, entre Abril de 2009 e Abril de 2010, tendência que se deverá manter nos próximos meses. As recentes medidas aprovadas pelo governo, têm o intuito de extinguir a tarifa de energia eléctrica, aproximando os clientes do mercado liberalizado. Para tal, segundo notícias divulgadas pela comunicação social, a tarifa de energia eléctrica deverá ser exclusivamente aplicada aos consumidores da Baixa Tensão, independentemente do escalão, levando os consumidores de Alta e Média Tensão para o mercado liberalizado de energia eléctrica. Segundo os dados apontados pela ERSE [32] no documento de Caracterização da Procura para 2010, é possível verificar que, actualmente, o maior cliente no mercado regulado é a Baixa Tensão (BT). 13

31 Figura 6 Distribuição do Consumo por escalão de potência face ao consumo total para 2010 fonte (ERSE, 2010) Os clientes da BTN são fornecidos ainda, maioritariamente, pelo CUR, sendo que os aderentes ao mercado liberalizado representam actualmente cerca de 3,4% do consumo total, 11,2% dos consumidores no ML. A previsão feita para o ano de 2010 aponta para cerca de 30% do consumo no mercado livre, revelando uma aproximação sensata, dado os valores anunciados pela REN, que apontam para os 26%, devendo manter a tendência crescente até ao final do ano. 14

32 3 Cálculo do Preço da Electricidade É intuito do presente capítulo fazer uma breve exposição da forma como é estabelecido o preço da energia eléctrica aplicado pelo comercializador no mercado livre e da tarifa regulada, imputada pelo comercializador de último recurso, no mercado regulado. 3.1 Cadeia de Valor do Sector Eléctrico A electricidade para que seja consumida tem um percurso que passa pela produção da mesma, pelo seu transporte, distribuição e comercialização. Desta forma pode descrever-se a cadeia de valor do sector Eléctrico [4] : Figura 7 Cadeia de Valor do Sector Eléctrico Fonte: Adaptação de (ERSE, 2009) Produção Em Portugal a produção é feita por vários tipos de tecnologia e fontes primárias de energia, divididos em dois regimes distintos: Produtores em Regime Ordinário ou Convencional, onde se enquadram a grande produção hídrica (barragens de albufeira e fio-de-água) e térmica de fontes primárias de energia como o carvão, gás natural, fuel, gasóleo, entre outros; Produtores em Regime Especial, que englobam toda a produção de fontes endógenas e renováveis (eólica, mini-hídrica, solar, cogeração, biomassa, entre outros). 15

33 3.1.2 Transporte O transporte da energia produzida é feito em Muito Alta Tensão, dos centros produtores até aos centros de consumo, actividade que é da total responsabilidade da Rede Eléctrica Nacional, que opera num regime de monopólio natural, como é característico deste ramo. A REN é responsável pelo planeamento, implementação e operação da Rede Nacional de Transporte (RNT), infra-estrutura associada e de todas as interligações e instalações necessárias à operação da RNT. Atribui-se também a esta entidade, no mesmo âmbito, a coordenação das infra-estruturas do Sistema Eléctrico Nacional, de forma a garantir a operação integrada e eficiente do sistema, bem como a continuidade e qualidade do abastecimento de energia eléctrica Distribuição Para além do transporte em MAT, é necessário fazer a distribuição da electricidade tendo por base a rede nacional de distribuição, que consiste na rede de Alta, Média e ainda as redes de distribuição de Baixa Tensão. A rede nacional de distribuição é operada através de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português, à empresa EDP Distribuição, subsidiária do grupo EDP, operando em regime de monopólio natural, à semelhança da rede de transporte. As redes de distribuição de Baixa Tensão são operadas ao abrigo de acordos de concessão firmados mediante concurso público lançado pelos municípios Comercialização No final da cadeia de valor surge a Comercialização, feita por algumas empresas que são responsáveis pela gestão das relações com os consumidores finais, incluindo facturação e serviço ao cliente. No nosso país, e dado estar concluída a convergência tarifária dos arquipélagos dos Açores e Madeira, a comercialização de electricidade pode ser feita no Mercado Livre, através dos comercializadores livres e no Mercado Regulado, através do comercializador de último recurso (CUR), pela empresa EDP Serviço Universal. O Comercializador de Último Recurso compra energia a prazo no OMIP e OMIClear tendo em vista o abastecimento da demanda que dele depende, tendo ainda obrigação da compra da energia produzida em regime especial. 16

34 3.2 Custos gerados A cada umas destas actividades estão associados custos que dão origem às tarifas definidas e publicadas anualmente pela ERSE, de acordo com o estabelecido no Regulamento Tarifário. Os custos assumidos pelos vários sectores da cadeia são recuperados através de diversas tarifas que, ultimamente, se combinam na tarifa de venda aos clientes finais (TVCF), no caso dos clientes no Mercado Regulado, ou com excepção de algumas partes, na Tarifa ou Preço de Venda do comercializador de mercado (regime liberalizado). As várias tarifas que visam remunerar as entidades afectas à produção, transporte, distribuição e comercialização de energia eléctrica são (ERSE,2009): Tarifa de Uso Global do Sistema deve proporcionar os proveitos da actividade de Gestão Global do Sistema, integrando os custos com a operação do sistema, os custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de interesse económico geral e os custos para a manutenção do equilíbrio contratual (CMEC). Tarifa de Uso da Rede de Transporte deve proporcionar os proveitos da actividade de Transporte de Energia Eléctrica que inclui o estabelecimento, operação e manutenção das redes de transporte em MAT e das interligações. Tarifa de Uso das Redes de Distribuição em Alta e Média Tensão, deve proporcionar os proveitos das actividades reguladas de distribuição de energia eléctrica em AT e MT correspondentes ao planeamento, estabelecimento, operação e manutenção das redes de distribuição, de forma a veicular a energia eléctrica até aos clientes finais. De forma análoga, a Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em Baixa Tensão permite recuperar os custos da actividade regulada de Distribuição de Electricidade em BT. Tarifa de Energia tem o objectivo de recuperar os custos com a actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica do CUR, incluindo os custos de aquisição de energia eléctrica para fornecimento dos clientes e os custos de funcionamento associados. Tarifa de Comercialização deve proporcionar ao CUR os proveitos da actividade regulada de comercialização, englobando as estruturas comerciais de venda de energia eléctrica aos seus clientes, nomeadamente a contratação, facturação e serviço de cobrança de electricidade. o As Tarifas de Acesso às redes englobam as tarifas de Uso Global do Sistema, Uso da Rede de Transporte e Uso da Rede de Distribuição, pagas por todos os consumidores de energia eléctrica no Mercado Regulado ou Mercado Livre, integrando-se nas tarifas de venda dos vários comercializadores. 17

35 o As Tarifas de Venda a Clientes Finais do comercializador de último recurso são o resultado da soma dos preços da Tarifa de Acesso às Redes, Tarifa de Energia e da Tarifa de Comercialização, aplicadas apenas aos consumidores no Mercado Regulado. Será de referir que os comercializadores no Mercado Livre negociam os preços da componente de energia com os seus clientes, enquanto no Mercado Regulado estes mesmos preços estão integrados nas Tarifas de Venda a Clientes Finais. 3.3 Mercado Livre Pelo que foi acima descrito pode desenvolver-se a estrutura dos preços imputados no Mercado Livre como descrito seguidamente: Figura 8 - Estrutura dos Preços no Mercado Livre Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009) Resultando da forma como é negociada a energia eléctrica neste regime de mercado, o produto final é o Preço de Venda aos clientes, que é estabelecido entre o comercializador de mercado livre e o consumidor. A comercialização é aberta à concorrência e os comercializadores podem comprar e vender electricidade livremente. Pelo pagamento das tarifas de acesso às redes, reserva-se-lhes o direito de aceder às mesmas, sendo que este valor tem o intuito de garantir a recuperação de custos assumidos pelas entidades responsáveis pelo Transporte e Distribuição. Nestas condições de mercado, os consumidores são livres de escolher o seu fornecedor. Este está sujeito a uma série de obrigações de serviço público, de forma a que seja garantida a qualidade e continuidade do fornecimento, assim como a protecção do consumidor, 18

36 relativamente a preços e tarifas de acesso, devendo fornecer informação aos clientes, de forma simples e compreensível. O comercializador compra energia no mercado grossista, em que os produtores fazem ofertas de unidades de energia a um dado preço, onde, seguindo um princípio de oferta e procura, é comprada a quantidade necessária à satisfação dos seus clientes. 3.4 Mercado Regulado De forma análoga, ilustra-se a estrutura das Tarifas no Mercado Regulado, onde o preço final é o da Tarifa de Venda a Clientes Finais: Figura 9 Estrutura das Tarifas no Mercado Regulado Fonte: Adaptado de (ERSE, 2009) Na situação de mercado regulado, pelo estabelecimento de contratos com os produtores, sejam estes CAE ou remunerados pelos actuais CMEC, há a garantia da cobertura dos custos fixos e variáveis em que incorrem da actividade de produção de energia eléctrica, sendo diluídos na Tarifa de Venda a Clientes Finais. São também recuperados na TVCF outros custos relativos à gestão do sistema e uso das redes de transporte e distribuição, para além de outros valores apresentados pelos comercializadores. O comercializador de último recurso é, actualmente, obrigado a comprar energia a prazo nos mercados organizados pelo OMIP e pela Sociedade de Compensação de Mercados de Energia, S. A. (OMIClear), correspondente à necessidade de abastecimento dos seus consumidores, tendo ainda obrigação de compra da energia produzida pelos PRE. 19

37 O excedente de energia adquirido a prazo e da produção de PRE será vendido novamente no mercado organizado. Neste mecanismo, os produtores correriam menos risco, caso a potência em Regime Especial, não tivesse evoluído tanto nos últimos anos. Como a recuperação de custos está associada à disponibilidade e oferta de energia pelos produtores, se esta energia é produzida alternativamente pelos PRE sem necessidade de recurso ao regime convencional, fica comprometido o cumprimento das obrigações financeiras assumidas pelo investidor/electroprodutor, devido à sua estrutura de custos. Como a tarifa de energia é baseada nos custos de produção que, por sua vez, estão indexados ao custo médio da energia eléctrica, como este é função da energia produzida, quanto menor for a mesma, maior o custo e por conseguinte, maior o preço estabelecido. É portanto de extrema importância que se estabeleçam condições contratuais que permitam a recuperação dos encargos das centrais. 3.5 Estrutura de Preços da Energia Eléctrica Define-se neste ponto a estrutura de preços da energia eléctrica, conforme o comercializador com quem o cliente negocia a electricidade [43] Comercializador de Último Recurso No mercado regulado o cálculo da chamada Tarifa de Venda a Clientes Finais, é resultado da soma de uma série de parcelas, que podem ser simplificadas pela expressão abaixo. TVCF = T + T + T E AR Com (eq. 1) T E é a Tarifa de Energia, dada pela soma dos Custos de Produção (CP) decorrentes da actividade de produção de electricidade, acrescentados de custos extraordinários com a compra de toda a produção pelos PRE (CE PRE ). T CP + = (eq. 2) E CE PRE T Com é a Tarifa de Comercialização, que integra os Custos Comerciais do Retalho (CC r ), assumidos pela entidade responsável por esta actividade. T Com = CC r (eq. 3) T AR é a Tarifa de Acesso às Redes, que engloba custos com as redes de transporte e distribuição, para além dos custos de gestão global do sistema, todos imputados em tarifas homónimas, T URT, T URD e T UGS, respectivamente. 20

38 T T + T + T AR = (eq. 4) URT UGS URD Os Custos de Produção neste regime de mercado, são definidos relativamente ao custo médio de referência que é estabelecido pelo CUR, quando faz a consulta dos valores no MIBEL. Mais à frente será possível, através de um olhar mais cuidado sobre este tema, tirar algumas conclusões acerca da forma do estabelecimento deste valor de referência, observando a sua influência no valor da Tarifa de Energia Eléctrica, principalmente pelo cálculo dos sobrecustos relativos aos Contratos de Aquisição de Energia e Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual Comercializadores Livres No Mercado Livre, os comercializadores no mercado de oferta de energia eléctrica, gerido pelo OMIP ou OMIClear, estabelecem contratos de aquisição da electricidade necessária para abastecer a demanda que lhes está associada. O grupo de consumidores é livre de escolher qual a entidade com quem estabelece contrato de fornecimento de energia. Alguns custos são imputados no preço final, por obrigação da entidade reguladora, de forma a recuperar gastos dispendidos com operação, manutenção entre outras tarefas, relativas à Rede de Transporte, Redes de Distribuição e Uso Global do Sistema, à semelhança do que sucede para o caso da tarifa regulada. Desta forma, o cálculo do Preço de Venda em Mercado Livre (PVML) pode ser feito aproximadamente pela expressão seguinte. PVML P + T + P = (eq. 5) EnR P EnR são os Preços de Energia não Regulados, dependentes dos custos de produção (CP m ) dos electroprodutores aos quais se refere o preço marginal firmado nas sessões de mercado em que é negociada a energia eléctrica (encontro entre oferta e procura). Este valor é em tudo semelhante ao da Tarifa de Energia no caso regulado, no que toca à sua formação, dependente dos custos do produtor. AR CnR P C = CP EnR = (eq. 6) EnR mercado P CnR reportam aos Preços de Comercialização não Regulados, relativos aos Custos Comerciais do Retalho, suportados pela entidade comercializadora operando em regime livre. 21

39 P CnR = CC r (eq. 7) T AR é a Tarifa de Acesso às Redes, também englobada na tarifa regula, englobando custos com as redes de transporte e distribuição, para além dos custos de gestão global do sistema, todos imputados em tarifas homónimas, T URT, T URD e T UGS, respectivamente. T T + T + T AR = (eq. 8) URT Neste caso, visto a energia ser adquirida pelo comercializador no mercado grossista, suportando a demanda relativa à sua carteira de clientes, os Custos de Produção (CP), presentes nos P EnR, integram os custos fixos e variáveis assumidos pelos Produtores. UGS URD CP C + C mercado = (eq. 9) F V 22

40 4 Custo de Referência A Produção em Regime Especial (PRE) é definida como a actividade licenciada ao abrigo de regimes jurídicos especiais, no âmbito da adopção de políticas destinadas a incentivar a produção de electricidade, nomeadamente através da utilização de recursos endógenos renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e electricidade [5]. É considerada PRE a produção de energia eléctrica: Com base em recursos hídricos para centrais até 10 MVA e nalguns casos até 30 MW. Que utilize outras fontes de energia renovável. Com base em resíduos (urbanos, industriais e agrícolas). Em baixa tensão, com potência instalada limitada a 150 kw. Por microprodução, com potência instalada até 5,75 kw. Através de um processo de cogeração. A PRE é compensada através de uma tarifa de compra garantida administrativamente, havendo obrigação de compra da energia produzida imposta ao CUR, sendo que a repercussão nos proveitos permitidos destes pagamentos é determinada face à referência do preço da energia transaccionada no mercado organizado. Este preço médio é definido a partir de um preço médio de referência, actualizado anualmente, por consulta dos valores futuros da venda de energia eléctrica, trabalho que actualmente é definido no OMIP, entidade gestora do mercado onde são feitas as ofertas de compra e venda de energia eléctrica de futuro. A título de exemplo, no documento explicativo da tarifa de energia eléctrica fixada para o ano 2010, elaborado pela ERSE [41], é tomado como preço médio de aquisição de energia eléctrica pelo CUR, o valor de 50,8 /MWh, tomando como base o preço médio aritmético em Espanha. 23

41 Tabela 2 Preço médio de aquisição de energia eléctrica no mercado organizado pelo comercializador de último recurso previsto para 2010 (fonte ERSE) Na altura em que o documento das tarifas para 2010 foi redigido, suscitou alguma dúvida quanto ao valor de referência fixado, dado ser algo acima da previsão feita estabelecida pelos operadores (vendedores e compradores) no OMIP [3], bolsa de derivados do MIBEL, estabelecendo-se o valor futuro da energia eléctrica, sendo este de 41,16 /MWh (YR-10), como consultável na figura seguinte. Figura 10 Preços Futuros Energia Eléctrica (fonte: sítio OMIP) A utilização de tais valores de referência, acima dos previstos no mercado de futuros, proporciona proveitos mais avultados ao comercializador de último recurso, afectando também o diferencial com a Produção em Regime Especial bem como a saída dos consumidores para o mercado. 24

42 Para a PRE foi estabelecido um valor de referência de 50 /MWh [41], para efeitos de cálculo do sobrecusto gerado com este tipo de produção, que é diluído na tarifa de energia eléctrica. Este sobrecusto é determinado tendo em conta a energia produzida pelo PRE respectivo e estabelecendo a diferença entre o valor que custa essa electricidade e o valor a que é paga, conforme os valores tabelados no Decreto-Lei n.º 225/2007, que já sofreram alguns ajustes desde que foram implementados. Actualmente, os valores reais de remuneração apresentados nos documentos das tarifas da ERSE, representam a média de valores unitários de aquisição de energia eléctrica aos PRE. Este valor é estabelecido, tendo em conta preço de venda de energia pelo produtor marginal no mercado grossista. Pode considerar-se que o preço marginal é semelhante em ambos os países da Península Ibérica, dado que as tecnologias usadas nos períodos de maior procura em ambos os países são as mesmas, regidas por custos de operação análogos. Há divergências em determinadas alturas que se prendem com os momentos de separação dos mercados Português e Espanhol, que se verificam principalmente períodos de vazio, que se reflectem num aumento dos preços em Portugal. Consultando o sítio do OMIP, pode observar-se a tendência dos preços em alcançar os valores previstos pelo Comercializador de Último Recurso, embora apenas para o final do ano, confirmando que o preço médio da energia eléctrica em 2010 deva estar abaixo dos 50 /MWh, mesmo considerando o preço estabelecido para o período de pico para Espanha. Figura 11 Preços Futuros de Energia Eléctrica (fonte OMIP) 25

43 4.1 Nota sobre margem negocial do mercado Ao serem previstos custos médios acima do devido, o valor da tarifa final de electricidade será, de certa forma, inflacionada, aumentando a margem negocial que o comercializador possui, operando no mercado liberalizado. No caso de os custos de produção verificados serem inferiores, a margem negocial será tanto maior, quanto mais avolumada for a diferença entre custos reais e preços de referência: MN = (eq. 10) P ref C produção Este facto pode ser entendido como um incentivo à passagem dos consumidores para o mercado liberalizado, em detrimento da tarifa aplicada pelo CUR. A margem negocial atribui ao comercializador no mercado maior garantia de estabelecimento de contratos com os clientes, com valores inferiores imputados pelo sistema tarifário. 26

44 5 Cogeração Actualmente a Cogeração tem um papel preponderante na produção de Energia Eléctrica integrada nos PRE, estabelecendo, na maior parte dos dias do ano, a base do diagrama de produção, como se pode verificar a título exemplificativo na figura seguinte, referente ao dia 12 de Agosto de 2010, obtida no sítio da REN [1]. Figura 12 Perfil diário de Produção PRE (fonte: REN, 12/08/2010) Na cogeração, relativamente às tecnologias utilizadas, destacam-se quatro 4 tipos distintos, face a outras menos relevantes, no panorama nacional, sendo estas: a) Motores b) Turbinas de Condensação c) Turbinas de Contrapressão d) Turbinas a Gás Natural De acordo com o nº2 do artigo 10º no Decreto-Lei 313/2001 [14], as portarias estabelecem quatro tarifários distintos, sendo as instalações de Cogeração recompensadas de forma diferente, consoante a Potência instalada, combustível utilizado que se associa ao rendimento da instalação, sendo elas: a) A potência de ligação das instalações de co-geração seja inferior ou igual a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo; b) A potência de ligação das instalações de co-geração seja superior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo; c) As instalações de co-geração sejam utilizadoras de energia primária que, em cada ano, seja constituída em mais de 50%por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação; d) As instalações de co-geração utilizem como combustível fuelóleo, independentemente da potência de ligação. 27

45 Os números verificados nos últimos anos dão conta de um aumento gradual da potência instalada de Cogeração, com especial destaque para a utilização de turbinas a Gás Natural, que têm tido uma expansão significativa, provavelmente fruto de com estas se obter melhor rendimento, sendo por conseguinte melhor remuneradas. Tal pode ser verificado na figura seguinte, que reflecte a evolução da Potência Instalada, distribuída pelos vários tipos de tecnologia, no período compreendido entre 2000 e 2008, segundo dados facultados pela secção estatística da DGGE. Figura 13 Evolução da Potência Instalada de Cogeração (fonte: DGGE) A evolução da potência instalada de Cogeração é acompanhada sensivelmente pela da energia injectada na rede, verificando-se um ligeiro crescimento até Há posteriormente uma estabilização, que se deverá manter nos próximos anos, visto não haver previsão de crescimento da potência instalada, facto que se pode dever à crise económica, não havendo crescimento previsível da indústria nas categorias que instalam este tipo de tecnologia. Figura 14 Evolução da Energia injectada na rede pela Cogeração (fonte: DGGE) 28

46 6 Remuneração da Cogeração Pela análise da forma de cálculo das remunerações aplicadas a estes electroprodutores, não será errado considerar-se que a remuneração seja aproximadamente igual para qualquer tipo de tecnologia instalada. Esta resulta de uma política de remuneração de custos evitados, usando como referência os valores médios de venda de energia eléctrica previstos para a central considerada marginal. Deste modo o cálculo da remuneração [8 a 11] é feito recorrendo à fórmula: VRD = PF + PV + PA] f m [ (eq. 11) Formada pelos custos fixos, variáveis e uma parcela ambiental, sendo este custo total ajustado por um factor de correcção que simboliza as perdas evitadas nas redes. Presente no cálculo da remuneração, a parcela variável pode ser desenvolvida da forma: perdas PV ( VRD) PVC( VRD) + PVR( VRD) + PVO( VRD) Sendo esta formada pelas seguintes parcelas: m = (eq. 12) m m m, relativa ao custo evitado com combustível;, representando o custo evitado nas redes a montante;, aferindo sobre outros custos como o de operação e manutenção, entre outros. A remuneração destes produtores pode ser chamada de custos evitados, pelo que pode ser associado a este tipo de instalações um valor acrescentado, quantificado pelos factores que se destacam: Contribuição para a redução das emissões de CO2 do sector eléctrico e para a redução da factura com o seu envolvimento no Comércio Europeu de Licenças de Emissão; Efeito positivo sobre o sistema eléctrico, no que toca à redução das perdas nas redes de transporte e distribuição, pelo que, habitualmente, as instalações de Cogeração estão colocadas perto dos consumidores; A reduzida utilização da RNT consiste também num factor positivo que valoriza a Cogeração; O perfil semanal e horário de produção de parte significativa das instalações de cogeração adaptam-se ao perfil de consumo, o que consiste num benefício para o sistema. Para além destes aspectos, destaca-se um outro, relativo ao benefício que resulta da poupança global de energia primária, resultante da produção combinada de calor e de energia 29

47 eléctrica, que se traduz no principal motivo para o estabelecimento dos incentivos económicos promovidos pelas políticas públicas. Pode observar-se abaixo o perfil diário típico da cogeração [1], onde é evidente uma maior produção no período de ponta e cheio, sendo relativamente menor no horário de vazio, justificando o factor relacionado com a adaptação ao perfil de consumo acima mencionado. Figura 15 - Perfil típico Produção Cogeração (fonte REN) É de notar que actualmente a Cogeração representa uma parte significativa do parque electroprodutor, com uma potência média diária de aproximadamente 900MW, que se assemelha a uma central térmica como a da Tapada do Outeiro. 6.1 Diferencial de Custo - Cogeração Quanto ao diferencial de custo, a sua magnitude para o sistema eléctrico é determinada por recurso a três factores: Quantidade de energia eléctrica produzida em instalações de cogeração; Preço médio da produção de energia eléctrica em instalações de cogeração; Preço médio da aquisição de energia eléctrica no regime ordinário. Desta forma, pode proceder-se ao cálculo do sobrecusto atribuível à cogeração. Conforme os dados facultados nos documentos da ERSE relativos às Tarifas de Energia Eléctrica para 2010, é possível tirar algumas conclusões acerca do peso relativo do sobrecusto gerado pela Cogeração na tarifa de venda ao consumidor final. 30

48 Figura 16 - Procura no CUR por classe de Tensão (fonte: ERSE, Caracterização da Procura 2010 ) Apresentando os dados numa tabela destaca-se o peso do Sobrecusto da Cogeração sobre a tarifa ou preço da energia eléctrica imputada ao consumidor final da Baixa Tensão Normal. Tabela 3 Valores relativos à Cogeração 2010 (fonte: ERSE) Descrição Valor Unidades Sobrecusto PRE 610,89 M Sobrecusto Cogeração 116,32 M TOTAL Consumo GWh Produção anual Cogeração GWh Preço Médio de Aquisição (Cogeração) 83,8 /MWh Preço Médio de Referência 50 /MWh Custo Total Cogeração 288,36 M %Sobrecusto PRE/TVCF 15,5% %Sobrecusto Cogeração/TVCF 3% %BT/Consumo Total 59% %Sobrecusto Cogeração/TVCF BT 1,8% Parte dos valores presentes na Tabela 3 podem ser encontrados no documento descritivo das tarifas de energia eléctrica para 2010, sendo que os restantes resultam de cálculos neles baseados. A cogeração representa cerca de 19% do Sobrecusto da PRE. Conforme o documento das tarifas da ERSE, cerca de 15,5% da TVCF em 2010 resulta do Sobrecusto da PRE, podendo estimar-se que o sobrecusto gerado pela cogeração representa cerca de 3% da TVCF. Sendo que a BTN constitui cerca de 59% do consumo total, o sobrecusto gerado pela Cogeração representa cerca de 1,8% da tarifa regulada na Baixa Tensão. 31

49 6.2 Evolução do Sobrecusto da Cogeração Verifica-se um decréscimo do sobrecusto relativo à Cogeração, nos últimos dois anos: Figura 17 Evolução Sobrecusto Cogeração (fonte: ERSE) Em 2008 verifica-se um aumento expressivo do diferencial entre o Preço Médio de Referência e o de Aquisição de electricidade à cogeração, devido ao desajuste relativamente à previsão dos custos dos combustíveis, que sofreram um aumento brusco entre o final de 2007 e o primeiro semestre de Repare-se no decréscimo do valor do diferencial de custo após 2008, facto que se prende, principalmente, pela diminuição da energia produzida pela cogeração nos anos conseguintes (previsão no caso de 2010). Pode interpretar-se este decréscimo como resultado da redução do incentivo à instalação deste tipo de produção, visto verificar-se que o diferencial entre custo e preço permanece constante entre 2009 e 2010 (previsão). 32

50 Figura 18 - Produção e Preço Médio Unitário de Aquisição da Cogeração (fonte: ERSE [28 a 41] ) O valor do custo médio unitário de produção da cogeração estará porventura associado à energia produzida, pelo que a variação de ambos, desde 2001 apresenta um comportamento semelhante. Tal é justificável pela mudança de funcionamento quanto à operação e remuneração dos cogeradores até então. Antes de 2001, após serem satisfeitos os consumos de energia internos da instalação a que está associado o cogerador, apenas o excedente de energia produzida era injectada na rede, sendo remunerados relativamente a essa produção, situação ilustrada pela Figura 19. Desse ano em diante, os cogeradores passaram a vender toda a energia produzida, sendo feito o ajuste referente às necessidades de consumo interno, em termos de facturação, que se pode representar pela Figura 20. Este aspecto reflectiu-se num aumento da energia injectada na rede, observável na Figura 18, no período que precede Produção Consumo de electricidade Venda à rede do excedente de electricidade Figura 19 Remuneração da Cogeração antes de 2001 Produção Venda de electricidade à rede REDE Consumo de electricidade Figura 20 Remuneração da Cogeração após

51 7 Produção de Energia Eólica 7.1 Eólica no Sistema Eléctrico Nacional Como é sabido e facilmente verificável em qualquer deslocação pelo nosso país, é vasta a presença de aerogeradores instalados com o intuito de produção de energia eléctrica de fonte renovável, tornando-se de especial interesse a sua análise, com o intuito de verificar o seu impacto no preço da energia eléctrica. O primeiro parque eólico data de 1988, altura em que os apoios a este tipo de produção eram significativamente diferentes dos verificados actualmente. A ligação destes produtores à rede de transporte é hoje inteiramente suportada pelos consumidores, na tarifa de energia eléctrica. Este aspecto para o electroprodutor é extremamente vantajoso, dado ficar isento deste custo que é bastante elevado devido aos locais particularmente inóspitos onde se instala este tipo de equipamento. Verifica-se o rápido crescimento de potência instalada, que se deve principalmente ao incentivo levado a cabo pelo Governo nos últimos anos, remunerando a energia produzida a preço fixo, acima dos valores médios da produção em regime ordinário. Tal expansão tem o intuito de alcançar metas propostas para a produção de energia eléctrica proveniente de fontes renováveis, que deve ser de 31% da energia produzida [21]. Alcançando os 3357 MW instalados em 2009 e segundo os valores verificados noutros anos, consegue fazer-se uma extrapolação relativamente à potência instalada prevista para o período de 2010 a 2012, dados que se ilustram na figura seguinte [1] [10]. Figura 21 Evolução Potência Eólica Instalada (fonte: REN) 34

52 7.2 Fornecimento de Energia Eólica Ultimamente tem-se verificado que as necessidades de consumo diárias são suportadas, em grande parte, por fontes de Energia Renovável, formadas por vários tipos de tecnologias, entre as quais se destacam a cogeração e a produção Eólica sobre a qual se foca o presente capítulo do trabalho. Deve prestar-se atenção especial a esta forma de produção, no panorama de funcionamento do sistema eléctrico, pelo que, ao ser dependente da quantidade de vento, fonte de energia primária deste tipo de tecnologia, apresenta uma grande volatilidade dificultando o trabalho de previsão de energia por esta produzida num espectro temporal futuro. É possível verificar que a Potência fornecida pela Energia Eólica, tem atingido novos máximos com o passar do tempo, entre as quais se destacam as seguintes [1] : 29 de Março de 2010, em que foram ultrapassados os 3000MW de potência instantânea eólica, atingindo um máximo de 3031MW às 19h30m, consistindo em cerca de 87% da potência eólica ligada nessa data. 22 de Fevereiro de 2009, em que ocorreu a maior quota instantânea de energia eólica, atingindo 69% do consumo às 7h30. 8 de Novembro de 2009, observa-se em termos diários, a maior participação de eólica, quando as centrais deste tipo de energia abasteceram 49% do consumo. Figura 22 Máximo histórico de potência eólica injectada na rede a 29 de Março de 2010 (fonte: REN) 35

53 Figura 23 Máximo histórico de potência eólica injectada na rede a 29 de Março de 2010 (fonte: REN) De facto a produção eólica representa uma parte bastante importante do SEN, alterando significativamente a forma como o despacho organiza os electroprodutores, em dias de grande produção dita de regime especial. 7.3 Eólica e o Preço da Energia Do ponto de vista de afectação do preço da energia eléctrica, dada a obrigação de compra por parte do Comercializador de Último Recurso (CUR) a um preço fixo, estabelecido aquando do contrato de venda de energia, é gerado um sobrecusto face à Produção Ordinária em regime de mercado, que é suportado pelos consumidores através da tarifa de acesso às redes [43]. Deve ainda ser considerado o facto de a ligação do produtor Eólico à rede, ser suportada pelo operador da rede, custo esse que é também diluído na tarifa de Energia Eléctrica. De facto, o Produtor em Regime Especial, particularmente este do qual trata o presente capítulo, incorre num risco pequeno, face ao investimento efectuado, principalmente por vender toda a energia produzida, a um preço fixo, independentemente da hora e dia em que o faça. O factor de risco que se associa à PRE é principalmente a volatilidade das fontes de energia, que nem sempre permitem o funcionamento destes produtores. Relativamente aos dados dos últimos dois anos, visto que ainda só existem previsões para o ano presente, podem, em primeira instância, observar-se os dados da potência Eólica instalada em Portugal, podendo aferir-se quanto ao crescimento deste tipo de geração, e o seu impacto na globalidade do SEN, constituindo 62,3% dos PRE e cerca de 20,8% da produção total nacional [41]. 36

54 Tabela 4 Potência Eólica Instalada (fonte: REN) Potência Eólica Instalada [MW] Potência total PRE [MW] Potência TOTAL SEN [MW] % Eólicas/PRE 59,6% 62,3% % Produção total 18,4% 20,8% Quanto à produção nestes mesmos anos, houve um aumento, como seria de esperar, pelo aumento de potência Eólica instalada, mas interessante é o facto de este tipo de geração ter abastecido cerca de 15% do consumo nacional desse ano, constituindo cerca de 52% da produção por fontes renováveis no nosso país, como é descrito no quadro seguinte: Tabela 5 Produção Eólica Nacional (fonte REN) Produção Eólica [GWh] Produção PRE [GWh] Consumo total [GWh] %Eólicas/PRE 49,2% 52,0% % Consumo total 11,3% 15,0% Tem-se observado um crescimento da potência eólica instalada no nosso país, que numa primeira abordagem pode ser extrapolada linearmente para os próximos anos, superando os 5000MW instalados no ano Tal valor contribui, de forma significativa, para os valores a que o Governo Português se propôs atingir na Directiva 2001/77/CE [11], alterada recentemente pela Directiva 2009/28/CE [19] quanto à energia produzida a partir de fontes de energia renováveis, face à totalidade da produção anual, que é de 31% em 2020, integrando a hídrica de grande potência (>10 MW instalados), para além da PRE. 37

55 7.3.1 Sobrecusto Produção Eólica É esperado que a Produção Eólica represente, segundo as previsões para 2010, cerca de 65,75% do sobrecusto com a Produção em Regime Especial, enquadrado nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006 [15]. Na realidade, segundo dados verificados em 2010, a Produção Eólica constituiu cerca de 52% do sobrecusto com a PRE, valor que representa um aumento face aos pesos relativos verificados nos anos anteriores. Figura 24 Sobrecusto Produção Eólica e Sobrecusto PRE Sobrecusto Eólicas (S EÓLICAS) Sobrecusto PRE (S PRE) Tabela 6 Análise dos sobrecustos PRE e Eólicas (fonte: ERSE) [x10 3 EUR] [x10 3 EUR] %S EÓLICAS /S PRE 27,2% 32,4% 41,3% 44,3% 38,8% 52,4% A partir de 2006 verificou-se um largo aumento de potência instalada, promovida pelos melhores incentivos em termos de remuneração da Produção Eólica, havendo um diferencial maior provocado pela diferença entre o preço médio da energia adquirida e o custo médio de referência. Tabela 7 Custo de Referência e Preço Médio de Aquisição (fonte: ERSE) Custo Ref. CUR 57,02 57,07 55,53 59,42 65,93 62,14 48,00 69,80 50,00 /MWh Preço Médio Aq. 80,20 84,97 87,04 88,59 91,74 94,49 97,10 95,06 91,07 /MWh 38

56 Figura 25 Custo de Referência e Preço Médio de Aquisição Sendo que a Produção em Regime Especial constitui cerca de 15,5% do valor da Tarifa de Venda ao Consumidor Final, em 2010 a Produção Eólica tem um impacto sobre a TVCF de cerca de 8,1%. Desta forma, dado o peso relativamente significativo, não será estranho verificar alterações ao preço da energia eléctrica conforme as variações do sobrecusto associado à Energia Eólica, que consiste na remuneração, segundo um preço fixo, quando realizado o contrato com o produtor, para além do custo de ligação do mesmo à rede, que é suportado pelos consumidores por intermédio de uma parcela diluída na tarifa de Energia Eléctrica. 7.4 Produção Eólica e Despacho Um dos maiores problemas associado à produção de Energia Eólica prende-se com a volatilidade quanto à existência de vento. Este aspecto faz com que seja difícil realizar a previsão da quantidade de energia eólica que pode ser produzida em dado instante. As limitações estão relacionadas tanto com a ausência de vento, como com a velocidade excessiva do mesmo, em caso de mau tempo, sob as quais os aerogeradores são desligados e colocados numa posição de menor resistência aerodinâmica. Como a previsão está impossibilitada pela volatilidade da fonte de energia a que está associada, para a entidade despachante torna-se também impossível a alocação de recursos para satisfação da procura. Como toda a energia que é produzida pelos produtores Eólicos tem de ser obrigatoriamente despachada, estabelecendo uma parte significativa da base do diagrama de carga, torna ainda mais difícil a função do operador da rede quanto ao despacho da energia produzida em Regime Ordinário. Em determinados períodos a produção térmica é reduzida, devido à elevada quota de Energia Eólica e Hídrica, caso típico de dias de Inverno [1] apresentado na figura que se segue: 39

57 Figura 26 Diagrama de Carga típico de Inverno (fonte: REN, 25 de Março de 2010) Figura 27 Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Inverno (fonte: REN, 25 de Março de 2010) Nos períodos de Verão a produção Eólica geralmente é mais reduzida, representando ainda assim uma parte significativa do diagrama de carga, representando-se de seguida um caso típico desta estação. 40

58 Figura 28 - Diagrama de Carga típico de Verão (fonte: REN, 13 de Julho de 2010) Figura 29 - Diagrama de Produção em Regime Especial típico de Verão (fonte: REN, 13 de Julho de 2010) Como se pode concluir, pelos diagramas apresentados, onde se destaca a produção Eólica, o factor de imprevisibilidade associado é bastante grande. Este aspecto afecta o SEP e leva a reflectir sobre o futuro desta tecnologia, que está em franco crescimento. A adjudicação de novos parques eólicos passa por uma fase de concurso, sendo atribuída uma potência máxima instalável. Desta forma, consoante as legislações que têm sido revistas e adaptadas às necessidades do sistema, as novas adjudicações estão mais condicionadas, entre outros, pelo objectivo de explorar mais eficientemente o recurso eólico, unindo esforços na minimização da variabilidade e das perdas, investigando ainda novos conceitos para a evolução e expansão desta tecnologia. 41

59 7.5 Evolução do Sobrecusto PRE Define-se o sobrecusto unitário com a aquisição da produção em regime especial como o resultado da diferença entre o preço médio de aquisição aos PRE e o preço médio de mercado. Pode observar-se na Figura 30, a evolução do sobrecusto com a aquisição a PRE nos últimos 10 anos, relativamente aos valores previstos, quando comparados com o valor do custo médio de aprovisionamento incluído no cálculo dos proveitos permitidos a recuperar na tarifa de Energia. Na Figura 31, podem ser observados os valores efectivamente ocorridos. A diferença entre ambas as figuras é dada pelos ajustamentos de anos anteriores [6][41]. Figura 30 - Evolução do sobrecusto PRE (valores previstos para tarifas) (fonte: ERSE) Figura 31 - Evolução do sobrecusto PRE (valores ocorridos) (fonte: ERSE) Devido à entrada em funcionamento do regime de mercado liberalizado em 2007, pode justificar-se a evolução do sobrecusto até 2006, pela relação que este apresenta com as quantidades de energia previstas. Posteriormente, o diferencial passa a ser afectado principalmente pelos desvios do preço de aquisição aos PRE, face aos preços médios negociados no mercado. A evolução da parcela do sobrecusto relativa às eólicas, como representado anteriormente, tem sensivelmente o mesmo comportamento que o global da PRE, representando actualmente mais de 50% do mesmo. 42