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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso L.E.E.C. 2006/07 5ºAno/2ºSemestre Ramo de Sistemas de Energia ANÁLISE NUMÉRICA DOS RESULTADOS DO MERCADO PORTU- GUÊS NOS MESES DE JULHO, AGOSTO E SETEMBRO DE 2007 Autores: Assinaturas: Helder Filipe da Silva Heitor (020503102) Nuno Miguel Pinto Correia (010503258) Orientadores: Prof. João Paulo Tomé Saraiva (FEUP) Eng. Virgílio Mendes (EDP) Departamento de Engenharia Electrotécnica e de Computadores Porto, Dezembro 2007

Relatorio Est gio beta7paginas.fe.up.pt/~ee02102/Relatorio_Estagio_Final_EDP.pdf · Figura 37 – Variação dos preços nas horas de ponta e de vazio (Agosto 2007)..... 3 Figura

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso L.E.E.C. 2006/07

5ºAno/2ºSemestre Ramo de Sistemas de Energia

ANÁLISE NUMÉRICA DOS RESULTADOS DO MERCADO PORTU-

GUÊS NOS MESES DE JULHO, AGOSTO E SETEMBRO DE 2007

Autores: Assinaturas:

Helder Filipe da Silva Heitor (020503102) Nuno Miguel Pinto Correia (010503258) Orientadores:

Prof. João Paulo Tomé Saraiva (FEUP) Eng. Virgílio Mendes (EDP)

Departamento de Engenharia Electrotécnica e de Computadores Porto, Dezembro 2007

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 2

AGRADECIMENTOS

Ao nosso orientador de estágio, Professor João Tomé Saraiva, que nos proporcionou esta

oportunidade de estágio e que sempre demonstrou um apoio incansável.

Ao Eng. Virgílio Mendes, o nosso co-orientador na EDP, pelo fornecimento de todas as con-

dições necessárias ao desenvolvimento do trabalho e pela sua disponibilidade e colaboração.

A todo o grupo de companheiros da EDP, nomeadamente aqueles que trabalharam direc-

tamente connosco, e que sempre nos trataram como colegas e não como meros estagiários.

Ao conjunto de pessoas encarregues dos serviços de segurança, sem deixar de fazer uma

referência especial ao “Poeta Popular”, responsável pela alegria e boa disposição reinante no

ambiente de trabalho.

Aos amigos e companheiros de longas e difíceis batalhas no decorrer de todos estes anos

de faculdade, que sempre nos apoiaram (ou não…) e cuja amizade temos o privilégio de mere-

cer. Pedro “General” Dias, Ricardo “Bilas”, “Leader”, “Chefe Pirius”, “Albertuk”, Filipe “Massey”,

Sousa “Pink Paínhas” Cerqueira, “Piu”, Tiago “Ovar”, “Fox”, “Tominho Sokota”…isto é para

vocês…

Helder Heitor Especialmente aos meus pais, Fernanda e Serafim, à minha irmãzinha Cláudia (apesar de

eu ser o mais novo) e ao meu “irmão mais velho” Carmério, por todo o apoio, incentivo e

paciência para me aturarem ao longo do curso e não só…

À restante família, sem efectuar distinções, pois todos foram igualmente importantes.

Ao meu grande amigo “Pai” Correia, que por acaso foi também meu companheiro de está-

gio, com quem gostei muito de trabalhar e aprendi (aprender se calhar não…), deixo-lhe aqui

“aquele” abraço especial!

Para terminar, aos meus amigos, todos aqueles que considero importantes, os que estão

aqui (neste momento estava a apontar para o coração), eles sabem quem são…

Nuno Correia

A toda a minha família, com óbvia referência especial aos meus pais, José e Albina, e

manita Ana por sempre me terem apoiado e incentivado ao longo de todo este tempo e por

serem a minha inspiração…

À minha “pequenina” cuja força dada ao longo do curso me fez acreditar de novo que seria

possível ser Engenheiro e que sempre esteve presente nos bons e maus momentos…por

ti…sempre…

Ao meu grande e sempre amigo “HH”, que me acompanhou nesta aventura e ao qual,

como maior elogio digo, que foi o melhor companheiro de estágio que poderia pedir.

Aos amigos, os verdadeiros, aqueles com que sei que posso contar (e não só para traba-

lhar…) o meu sincero Abraço.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 3

ÍNDICE

Página

Lista de Figuras e Tabelas .................................................................................. 6

1. Enquadramento do Trabalho......................................................................... 11

2. Introdução ................................................................................................... 11

3. Sessões do Mercado de Produção de Energia Eléctrica ................................. 13

4. Mercado Diário Julho - 2007 ......................................................................... 14

i. Sessões do Mercado Diário ......................................................................14

ii. Preços no Mercado Diário e Volume de Contratação ..................................15

iii. Energia a Mercado ................................................................................22

iv. Solução de Restrições Técnicas...............................................................22

v. Market Splitting.....................................................................................23

vi. Tecnologias..........................................................................................26

5. Mercado Intradiário - Julho 2007 ................................................................. 28

i. Sessões do Mercado Intradiário................................................................28

ii. Preço e Energia .....................................................................................29

iii. Mercado Diário versus Mercado Intradiário ...............................................34

iv. Programa Horário Final e Quotas dos diversos Agentes..............................35

6. Processos de Operação Técnica do Sistema - Julho 2007 ............................. 40

i. Energia e Potência necessárias para a Regulação Técnica do Sistema

Eléctrico................................................................................................40

7. Garantia de Potência - Julho 2007................................................................ 41

i. Importância da Garantia de Potência.........................................................41

ii. Custo da Garantia de Potência.................................................................42

8. Preço Horário Final - Julho 2007 .................................................................. 43

i. Descrição e Fórmula de Cálculo do Preço Horário Final Médio .......................43

ii. Componentes do Preço Horário Final ........................................................45

9. Diagrama de Cargas – Julho 2007 ................................................................ 47

i. Preenchimento do Diagrama de Cargas .....................................................47

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 4

10. Evolução do Mercado em Agosto e Setembro 2007..................................... 48

Mercado Diário.......................................................................................... 48

i. Evolução do Preço ..................................................................................48

ii. Solução de Restrições Técnicas................................................................52

iii. Market Splitting ....................................................................................53

iv. Tecnologias..........................................................................................54

Mercado Intradiário .................................................................................. 56

i. Evolução do Preço ..................................................................................56

ii. Mercado Diário versus Mercado Intradiário................................................59

iii. Programa Horário Final e Quotas dos diversos Agentes ..............................61

Processos de Operação Técnica do Sistema .............................................. 63

i. Energia e Potência necessárias para a Regulação Técnica do Sistema

Eléctrico................................................................................................63

Garantia de Potência................................................................................. 64

i. Custo da Garantia de Potência .................................................................64

Preço Horário Final ................................................................................... 65

i. Componentes do Preço Horário Final .........................................................65

Diagrama de Cargas .................................................................................. 67

i. Preenchimento do Diagrama de Cargas .....................................................67

11. Comparação da Evolução do Mercado ao longo dos três meses .................. 68

12. Estudo relativo às Margens dos Produtores Térmicos................................. 71

i. Custo Marginal de Curto Prazo .................................................................72

ii. Custos das Centrais ...............................................................................76

iii. Proveitos das Centrais ...........................................................................78

iv. Margens das Centrais ............................................................................79

v. Comparação entre as Margens no trimestre em análise ..............................81

vi. Comparação das Margens Unitárias no trimestre em análise.......................86

vii. Comparação da Utilização das Centrais Térmicas .....................................88

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 5

13. Construção das Curvas de Oferta das Centrais Portuguesas ....................... 89

i. Central Térmica de Sines.........................................................................90

ii. Central Térmica de Setúbal .....................................................................91

iii. Central Térmica do Carregado ................................................................92

iv. Central Térmica do Barreiro ...................................................................93

v. Central Térmica de Tunes III e IV............................................................94

vi. Central Térmica do Pego........................................................................95

vii. Central Térmica TurboGás .....................................................................96

viii. Central Térmica do Ribatejo (CRJ) .........................................................97

ix. Resumo dos Preços Médios Ponderados por Central...................................98

14. Conclusões ................................................................................................. 99

15. Bibliografia ............................................................................................... 102

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 6

LISTA DE FIGURAS E TABELAS

Figuras Página

Figura 1 - Horário do mercado intradiário ................................................................. 3

Figura 2 - Energia e Preço referentes ao mercado diário (Julho 2007) .......................... 3

Figura 3 - Análise de Preços relativos ao mercado diário em Portugal (Julho 2007) ........ 6

Figura 4 - Análise de Preços relativos ao mercado diário em Espanha (Julho 2007)........ 3

Figura 5 - Preços do mercado diário em Portugal e Espanha (Julho 2007)..................... 3

Figura 6 - Hora de preço mais elevado no mercado diário no Sistema Eléct. Português... 3

Figura 7 - Hora de menor preço no mercado diário no Sistema Eléctrico Português ........ 6

Figura 8 - Hora de preço mais elevado no mercado diário no Sistema Eléct. Espanhol .... 3

Figura 9 - Hora de menor preço no mercado diário no Sistema Eléctrico Espanhol ......... 3

Figura 10 - Variação dos preços nas horas de ponta e de vazio (Portugal) .................... 3

Figura 11 – Preços médios ponderados em Portugal e Espanha ao longo de cada dia da

semana ............................................................................................... 6

Figura 12 – Energia a mercado vs energia mercado diário em Portugal (Julho 2007)...... 3

Figura 13 – Energia diária para a solução de restrições técnicas referente ao Sistema

Eléctrico Espanhol em Julho 2007 ........................................................... 3

Figura 14 – Variação horária da diferença de preços entre Portugal e Espanha ao longo

do mês de Julho de 2007 ....................................................................... 3

Figura 15 – Variação da média diária da diferença de preços entre Portugal e Espanha

no mês de Julho de 2007 ....................................................................... 6

Figura 16 – Relação do Market Splitting com a ocupação de exp. Espanha - Portugal ..... 3

Figura 17 – Energia diária por tecnologias em Portugal (Julho 2007)............................ 3

Figura 18 – Energia mercado diário por tecnologias no MIBEL (Julho 2007) .................. 3

Figura 19 – Número de vezes que cada tecnologia marca o preço marginal em Portugal

(Julho 2007) ........................................................................................ 6

Figura 20 – Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário

português ............................................................................................ 3

Figura 21 - Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário

espanhol.............................................................................................. 3

Figura 22 – Energias totais transaccionadas e valor médio aritmético do preço por

sessão no Sistema Eléctrico Português (Julho 2007).................................. 3

Figura 23 – Comparação dos preços por sessão no mercado intradiário em Portugal ...... 6

Figura 24 – Energias totais transaccionadas e valor médio aritmético do preço por

sessão no Sistema Eléctrico Espanhol ...................................................... 3

Figura 25 – Comparação dos preços por sessão do mercado intradiário em Espanha...... 3

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 7

Figura 26 - Comparação entre os preços dos mercados diário e intradiário em Portugal

e Espanha (Julho 2007) ......................................................................... 3

Figura 27 – Gráfico representativo das quotas de mercado de unidades de produção

no PHF (Portugal) ................................................................................. 3

Figura 28 - Gráfico representativo das quotas de mercado de unidades de aquisição

sem bombagem no PHF ......................................................................... 3

Figura 29 - Gráfico representativo das quotas de mercado de unidades de aquisição

com bombagem no PHF ......................................................................... 6

Figura 30 – Preços finais médio, mínimo e máximo em Espanha (Julho 2007) ............... 3

Figura 31 – Componentes do preço horário final médio (Julho 2007)............................ 3

Figura 32 – Peso relativo das parcelas no cálculo do preço horário final médio .............. 3

Figura 33 – Diagrama de cargas relativo ao Sistema Eléctrico Português ...................... 6

Figura 34 – Diagrama de importação/exportação do Sistema Eléctrico Português .......... 3

Figura 35 – Preços do mercado diário em Portugal e Espanha (Agosto 2007) ................ 3

Figura 36 – Preços do mercado diário em Portugal e Espanha (Setembro 2007) ............ 3

Figura 37 – Variação dos preços nas horas de ponta e de vazio (Agosto 2007).............. 3

Figura 38 – Variação dos preços nas horas de ponta e de vazio (Setembro 2007).......... 3

Figura 39 – Energia diária para a solução de restrições técnicas referente ao Sistema

Eléctrico Espanhol (Agosto 2007)............................................................ 6

Figura 40 – Energia diária para a solução de restrições técnicas referente ao Sistema

Eléctrico Espanhol (Setembro 2007)........................................................ 3

Figura 41 – Relação do Market Splitting com a ocupação de exportação

Espanha – Portugal (Agosto 2007) .......................................................... 3

Figura 42 – Relação do Market Splitting com a ocupação de exportação

Espanha – Portugal (Setembro 2007) ...................................................... 3

Figura 43 – Energia mercado diário por tecnologias no MIBEL (Agosto 2007) ................ 3

Figura 44 – Energia mercado diário por tecnologias no MIBEL (Setembro 2007) ............ 3

Figura 45 – Número de vezes que cada tecnologia marca o preço marginal em Portugal

(Agosto 2007) ...................................................................................... 3

Figura 46 – Número de vezes que cada tecnologia marca o preço marginal em Portugal

(Setembro 2007) .................................................................................. 3

Figura 47 – Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário

Português (Agosto 2007) ....................................................................... 3

Figura 48 – Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário

Português (Setembro 2007) ................................................................... 3

Figura 49 – Comparação dos preços por sessão no mercado intradiário em Portugal

(Agosto 2007) ...................................................................................... 3

Figura 50 – Comparação dos preços por sessão no mercado intradiário em Portugal

(Setembro 2007) .................................................................................. 3

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 8

Figura 51 – Comparação entre os preços dos mercados diário e intradiário em Portugal

e Espanha (Agosto 2007)....................................................................... 3

Figura 52 – Comparação entre os preços dos mercados diário e intradiário em Portugal

e Espanha (Setembro 2007)................................................................... 3

Figura 53 – Peso relativo das parcelas no cálculo do preço horário final médio

(Agosto 2007) ...................................................................................... 3

Figura 54 – Peso relativo das parcelas no cálculo do preço horário final médio

(Setembro 2007) .................................................................................. 3

Figura 55 – Diagrama de cargas do Sistema Eléctrico Português (Agosto 2007) ............ 3

Figura 56 – Diagrama de cargas do Sistema Eléctrico Português (Setembro 2007) ........ 3

Figura 57 – Variação dos preços do mercado diário ao longo dos três meses em

Portugal e Espanha ............................................................................... 3

Figura 58 – Diferença de preços entre Portugal e Espanha ao longo dos três meses

devido ao Market Splitting...................................................................... 3

Figura 59 – Variação descendente dos preços do mercado diário ao longo dos três

meses ................................................................................................. 3

Figura 60 – Variação descendente da diferença de preços entre Portugal e Espanha

devido ao Market Splitting ao longo dos três meses................................... 6

Figura 61 – Determinação do preço de mercado ........................................................ 3

Figura 62 – Custos e produções médias do fuelóleo em Julho de 2007 ......................... 3

Figura 63 – Custos e produções médias do carvão em Julho de 2007 ........................... 3

Figura 64 – Custos e produções médias do gás natural em Julho de 2007..................... 3

Figura 65 – Proveitos e produções médias do fuelóleo em Julho de 2007...................... 3

Figura 66 – Proveitos e produções médias do carvão em Julho de 2007........................ 3

Figura 67 – Proveitos e produções médias do gás natural em Julho de 2007 ................. 3

Figura 68 – Evolução das margens por tecnologia em Julho de 2007............................ 3

Figura 69 – Evolução das margens por tecnologia em Agosto de 2007 ......................... 3

Figura 70 – Evolução das margens por tecnologia em Setembro de 2007 ..................... 3

Figura 71 – Variação do preço médio diário do mercado diário .................................... 3

Figura 72 – Variação da produção média diária do fuelóleo ......................................... 3

Figura 73 – Variação da produção média diária do carvão........................................... 3

Figura 74 – Variação da produção média diária do gás natural .................................... 3

Figura 75 – Variação das margens médias diárias das centrais a fuelóleo ..................... 3

Figura 76 – Variação das margens médias diárias das centrais a carvão ....................... 3

Figura 77 – Variação das margens médias diárias das centrais a gás natural................. 3

Figura 78 – Variação das margens médias unitárias das centrais a fuelóleo................... 3

Figura 79 – Variação das margens médias unitárias das centrais a carvão .................... 3

Figura 80 – Variação das margens médias unitárias das centrais a gás natural.............. 3

Figura 81 – Curva de oferta típica de um grupo da central de Sines ............................. 3

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 9

Figura 82 – Curva de oferta típica nas horas de vazio de um grupo da central de

Setúbal................................................................................................ 3

Figura 83 – Curva de oferta típica nas horas de ponta de um grupo da central de

Setúbal................................................................................................ 3

Figura 84 – Curva de oferta típica nas horas de vazio de um grupo da central do

Carregado............................................................................................ 3

Figura 85 – Curva de oferta típica nas horas de ponta de um grupo da central do

Carregado............................................................................................ 3

Figura 86 – Curva de oferta típica de um grupo da central do Barreiro ......................... 3

Figura 87 – Curva de oferta típica de um grupo da central de Tunes III e IV ................. 3

Figura 88 – Curva de oferta típica de um grupo da central do Pego.............................. 3

Figura 89 – Curva de oferta típica de um grupo da central TurboGás ........................... 3

Figura 90 – Curva de oferta típica de um grupo da central do Ribatejo (CRJ) ................ 3

Tabelas

Tabela 1 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Português em

Julho 2007............................................................................................ 3

Tabela 2 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Espanhol em

Julho 2007............................................................................................ 3

Tabela 3 – Tecnologias que marcaram o preço marginal em Portugal (Julho 2007) ........ 3

Tabela 4 – Tabela resumo do mercado intradiário para o Sistema Eléctrico Português

em Julho 2007....................................................................................... 3

Tabela 5 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF (Portugal) .................. 3

Tabela 6 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF (Portugal) .................. 3

Tabela 7 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF (MIBEL)..................... 3

Tabela 8 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF (MIBEL)..................... 3

Tabela 9 – Energia utilizada nos processos de operação técnica do sistema .................. 3

Tabela 10 – Preço médio obtido nos diversos processos de operação técnica do

sistema ............................................................................................... 3

Tabela 11 – Componentes do preço final mensal de todas as unidades de aquisição

(Julho 2007) ........................................................................................ 3

Tabela 12 – Componentes do preço final mensal de comercializadores, consumidores

qualificados e agentes externos (Julho 2007) ........................................... 3

Tabela 13 – Componentes do preço final mensal de distribuidores (Julho 2007) ............ 3

Tabela 14 – Quadro resumo relativo ao preço horário final (Julho 2007)....................... 3

Tabela 15 – Preço referente ao mercado diário em Portugal e Espanha (Agosto e

Setembro 2007) ................................................................................... 3

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 10

Tabela 16 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Português em

Agosto 2007........................................................................................ 3

Tabela 17 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Português em

Setembro 2007.................................................................................... 3

Tabela 18 – Tabela resumo do mercado intradiário para o Sistema Eléctrico Português

em Agosto 2007 .................................................................................. 3

Tabela 19 – Tabela resumo do mercado intradiário para o Sistema Eléctrico Português

em Setembro 2007 .............................................................................. 3

Tabela 20 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF – Portugal

(Agosto 2007) ..................................................................................... 3

Tabela 21 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF – Portugal

(Setembro 2007) ................................................................................. 3

Tabela 22 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF – Portugal

(Agosto 2007) ..................................................................................... 3

Tabela 23 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF – Portugal

(Setembro 2007) ................................................................................. 3

Tabela 24 – Componentes do preço final mensal de todas as unidades de aquisição

(Agosto 2007) ..................................................................................... 3

Tabela 25 – Componentes do preço final mensal de todas as unidades de aquisição

(Setembro 2007) ................................................................................. 3

Tabela 26 – Componentes do preço final mensal de comercializadores, consumidores

qualificados e agentes externos (Agosto 2007) ........................................ 3

Tabela 27 – Componentes do preço final mensal de comercializadores, consumidores

qualificados e agentes externos (Setembro 2007) .................................... 3

Tabela 28 – Componentes do preço final mensal de distribuidores (Agosto 2007) .......... 3

Tabela 29 – Componentes do preço final mensal de distribuidores (Setembro 2007)...... 3

Tabela 30 – Evolução dos valores constituintes do diagrama de cargas relativo ao

Sistema Eléctrico Português ................................................................... 3

Tabela 31 – Termos constituintes da parcela fixa para o gás natural ............................ 3

Tabela 32 – Preços variáveis de operação e manutenção por tipo de central ................. 3

Tabela 33 – Preços do 2CO referentes a Julho de 2007 .............................................. 3

Tabela 34 – Factores de emissão de 2CO por tipo de central....................................... 3

Tabela 35 – Preço do 2CO por tipo de central em Julho de 2007.................................. 3

Tabela 36 – Custo marginal de curto prazo por tipo de central em Julho de 2007 .......... 3

Tabela 37 – Variação dos custos marginais de produção............................................. 3

Tabela 38 – Subsistema Termoeléctrico Português..................................................... 3

Tabela 39 – Utilização das centrais em Portugal ........................................................ 3

Tabela 40 – Resumo dos preços médios ponderados ( )kWh/€c por central .................... 3

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 11

1. ENQUADRAMENTO DO TRABALHO

O presente relatório resulta de um amplo estudo efectuado no âmbito de um estágio curri-

cular desenvolvido na EDP Produção e cujo tema consistiu numa análise numérica dos resulta-

dos do Mercado de Electricidade em Portugal, inserido no Mercado Ibérico de Electricidade

(MIBEL). O referido estudo abrange os primeiros três meses do funcionamento totalmente libe-

ralizado do MIBEL, concretamente Julho, Agosto e Setembro de 2007.

A realização deste trabalho foi motivada pela necessidade de uma empresa produtora, nes-

te caso a EDP Produção, perceber o funcionamento do novo Mercado Ibérico de Electricidade.

De facto, tem vindo a assistir-se desde 14 de Novembro de 2001, data da assinatura de um

memorando entre as administrações de Espanha e Portugal para a criação do mercado citado,

a um aumento crescente da competitividade no sector eléctrico. Aliando isto a mudanças acen-

tuadas das regras de funcionamento do mercado, torna-se premente para a empresa a adop-

ção de uma estratégia distinta daquela que vinha utilizando.

Ao longo deste documento é realizada uma caracterização do Mercado de Electricidade

Português e sua respectiva evolução para um mercado mais abrangente, em que as decisões a

tomar por parte dos intervenientes se revestem de maior complexidade e para o qual o know-

how ainda não é completo.

Recorrendo exclusivamente a dados de domínio público e nunca a informação privilegiada,

é efectuada uma comparação entre os resultados efectivamente obtidos nos mercados tanto

do lado espanhol como do lado português, apresentando-se explicações para as diferenças

detectadas.

Da análise de resultados são retiradas conclusões relativas às citadas diferenças entre os

mercados português e espanhol, a medidas a tomar para melhorar o funcionamento do merca-

do e às estratégias adoptadas por parte dos agentes participantes no mercado diário portu-

guês. São também lançadas as bases das mudanças que o contínuo desenvolvimento do mer-

cado e a legislação já aprovada acarretarão num futuro próximo.

2. INTRODUÇÃO

Actualmente a electricidade é considerada um bem essencial, sendo o seu fornecimento

visto como um serviço público.

O sector eléctrico está a ser alvo de uma reestruturação de fundo a nível mundial de forma

a promover um aumento de competitividade do mercado. O mesmo já se havia verificado para

outros sectores de actividade, tais como telecomunicações e gás.

O princípio básico que preside à organização do mercado de electricidade é a liberdade de

contratação para produtores, comercializadores e consumidores. Neste contexto, foi criado o

Mercado Ibérico de Electricidade, entrado em funcionamento em 2006, e sendo o segundo

mercado regional europeu transnacional a ser constituído. O MIBEL é centrado numa bolsa,

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 12

gerida pelo Operador de Mercado Ibérico (OMI), o qual apresenta dois pólos, um em Espanha

para os mercados diário e intradiário (gerido pelo OMEL) e outro em Portugal para o mercado a

prazo (gerido pelo OMIP), onde são permitidos contratos bilaterais.

No MIBEL as transacções são contratadas um dia antes da entrega física, com base no

consumo previsto, surgindo inevitavelmente alguns desequilíbrios entre os valores contratados

e os valores efectivamente registados na produção e no consumo, que são ajustados numa

fase posterior, através de mecanismos de gestão de desvios.

O mercado diário, como parte integrante do mercado de produção de energia eléctrica,

tem por objectivo levar a cabo as transacções de energia eléctrica para o dia seguinte,

mediante a apresentação de ofertas de venda e aquisição de energia eléctrica por parte dos

agentes do mercado. A maioria das transacções são realizadas neste mercado, através da par-

ticipação numa bolsa de electricidade (pool), em que os participantes apresentam ofertas de

compra e venda para cada hora do dia, onde indicam o preço e quantidade de energia que

pretendem transaccionar. A curva de ofertas de venda forma-se pelo agrupamento de todas as

ofertas dos produtores por ordem crescente de preço, enquanto que a curva de oferta da pro-

cura é obtida através da agregação por ordem decrescente de preço de todas as ofertas de

procura. A intersecção das referidas curvas fornece o preço de mercado e a quantidade de

energia a transaccionar. Trata-se de um preço de mercado (preço marginal do sistema) que

reflecte o preço do grupo gerador mais caro que foi casado e que é pago a todos os produtores

que viram as suas ofertas aceites.

Coexistindo com o pool, existe a possibilidade de realização de contratos bilaterais entre

produtores e consumidores. Esta hipótese confere aos agentes uma maior salvaguarda face à

volatilidade dos preços do mercado spot e concorre para uma maior estabilização dos preços

de mercado.

Para um correcto funcionamento do mercado é necessária a existência de um operador de

sistema, responsável pela validação dos programas de produção e pela gerência dos serviços

de sistema e dos desvios dos programas contratados, e de um operador de mercado, que con-

trola as transacções entre os intervenientes. No MIBEL os operadores de sistema são os pro-

prietários da rede de transporte (REN e REE), que serão provavelmente unificados a prazo.

O mercado intradiário é um mercado de ajustes onde se procede à gestão de desvios entre

as quantidades previstas e os programas de produção/consumo. Encontra-se estruturado em

seis sessões e pode ser acedido pelos agentes que tenham participado no mercado diário, em

contratos bilaterais ou que tenham declarado indisponibilidade (no caso de unidades de ven-

da).

Os processos de gestão técnica do sistema, cuja gestão é responsabilidade dos operadores

de sistema, são aqueles necessários para assegurar qualidade, fiabilidade e segurança na

entrega de energia, mediante gestão de desvios e serviços complementares. O seu objectivo é

que a produção se adapte à procura mediante mecanismos entre as unidades de produção.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 13

No Mercado Ibérico de Electricidade está ainda previsto a remuneração da disponibilidade,

de forma a incentivar o investimento em meios de produção e exortar uma maior segurança

no fornecimento de energia.

3. SESSÕES DO MERCADO DE PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA

O conjunto de sessões do mercado de produção de energia eléctrica, que ocorre no dia

anterior ao da entrega efectiva, tem como finalidade a determinação das transacções de elec-

tricidade e a programação das unidades de produção necessárias para que as mesmas se rea-

lizem.

A organização e esquema de funcionamento das sessões do mercado de produção de

energia eléctrica vão de encontro às Regras de Funcionamento do Mercado e aos Procedimen-

tos de Operação do Sistema:

� Mercado Diário: Permite a obtenção do programa diário base de funcionamento, que

engloba as transacções da sessão do mercado diário, juntamente com os contratos bila-

terais celebrados. Esta sessão termina às 10 horas em Portugal, que correspondem às

11 horas em Espanha;

� Solução de Restrições Técnicas: É realizada por parte do operador de sistema uma

avaliação das condições de segurança das transacções acertadas no mercado diário.

Caso o programa não cumpra os requisitos de segurança estabelecidos, o Operador de

Sistema determina quais as unidades de venda e ofertas de compra e venda que devem

ser agregadas ou eliminadas do programa diário base de funcionamento. Obtém-se en-

tão o programa diário viável provisório. Esta sessão termina às 13 horas em Portugal,

que correspondem às 14 horas em Espanha;

� Atribuição de Regulação Secundária: Sobre o programa diário viável provisório

obtido anteriormente, o operador de sistema atribui, mediante entrega baseada no pre-

ço marginal, a banda de regulação secundária a subir ou a descer às unidades de pro-

dução participantes. O resultado é o programa diário viável definitivo. Esta sessão

encerra às 15 horas em Portugal, correspondendo em Espanha às 16 horas;

� Mercado Intradiário: O operador de mercado convoca os agentes para a participação

nas seis sessões do mercado intradiário. Estes apresentam propostas de compra/venda,

onde o único requisito a respeitar são os compromissos adquiridos de serviços comple-

mentares no programa diário viável. A entrada neste mercado por parte das unidades

de venda apresenta como condição a anterior participação no mercado diário, em con-

tratos bilaterais, ou não o ter feito devido a indisponibilidade. No que concerne às uni-

dades de compra, a sua inclusão no mercado em questão depende da execução de con-

tratos bilaterais no dia correspondente ou na respectiva participação no mercado diário.

O resultado de cada sessão do mercado intradiário dá lugar ao programa horário final.

As sessões do mercado intradiário encontram-se organizadas da forma presente na

Figura 1.

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Figura 1 – Horário do mercado intradiário

� Desvios entre sessões do Mercado Intradiário: É responsabilidade do operador de

sistema a garantia do equilíbrio físico na rede entre os fluxos de produção e consumo

de electricidade, mediante a aplicação de serviços complementares e gestão de desvios,

excepto nos casos em que seja necessária a instrução directa a unidades de produção,

o que constitui a aplicação de procedimentos especiais ou de emergência.

4. MERCADO DIÁRIO - JULHO 2007

i. Sessões do Mercado Diário

De acordo com o estabelecido nas Regras de Funcionamento do Mercado, durante o mês

de Julho de 2007 procedeu-se à realização das ofertas de compra e venda de energia no mer-

cado diário, à respectiva cassação e comunicação aos agentes intervenientes dos resultados

obtidos.

Na Figura 2 encontram-se representadas as variações diárias da energia adquirida no mer-

cado diário e do valor médio aritmético do respectivo preço.

Figura 2 – Energia e preço referentes ao mercado diário (Julho 2007)

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 15

ii. Preços no Mercado Diário e Volume de Contratação

O valor médio aritmético do preço para o mercado diário no Sistema Eléctrico Português

em Julho de 2007 foi de MWh/€81,46 . Este foi de facto o primeiro valor a ser obtido após a

entrada em vigor do mercado totalmente liberalizado em Portugal, servindo de referência para

os meses subsequentes. No que concerne ao Sistema Eléctrico Espanhol, verificou-se um valor

médio aritmético do preço de MWh/€48,38 , valor muito inferior ao do Sistema Eléctrico Por-

tuguês.

A curva do valor médio aritmético do preço em Portugal apresenta uma gama de valores

entre um mínimo de MWh/€13,38 , ocorrido Domingo dia 29 de Julho, e um máximo de

MWh/€34,56 , registado Segunda-feira dia 9 de Julho. Para o Sistema Eléctrico de Espanha,

observa-se uma gama de valores compreendidos entre um mínimo de MWh/€85,31 , ocorrido

Domingo dia 15 de Julho, e um máximo de MWh/€05,46 , verificado Terça-feira dia 31 de

Julho.

Relativamente às Figuras 3 e 4, apresentam-se as envolventes máxima e mínima do preço

do mercado diário, ou seja, a representação dos máximos e mínimos registados em cada dia,

independentemente da hora a que os mesmos tenham ocorrido.

Figura 3 – Análise de preços relativos ao mercado diário em Portugal (Julho 2007)

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Figura 4 – Análise de preços relativos ao mercado diário em Espanha (Julho 2007)

O valor máximo alcançado pela envolvente do preço máximo do mercado diário fixou-se

nos MWh/€5,71 em Portugal e nos MWh/€12,65 em Espanha. Já o valor mínimo observado

na envolvente do preço mínimo do mercado diário situou-se, respectivamente em Portugal e

Espanha, nos MWh/€1,25 e nos MWh/€07,22 .

Uma análise mais detalhada da variação dos preços do mercado diário em Portugal e Espa-

nha encontra-se representada na Figura 5.

Figura 5 – Preços do mercado diário em Portugal e Espanha (Julho 2007)

Assinala-se que os preços praticados no Sistema Eléctrico Português são mais elevados, ou

na melhor das hipóteses, iguais aos do Sistema Eléctrico Espanhol, permitindo concluir, como

será explicitado mais adiante, que ocorreu o fenómeno de Market Splitting previsto para a

resolução de situações de congestionamento durante uma percentagem bastante significativa

de horas do mês de Julho.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 17

Nos gráficos das Figuras 6 a 9, retirados da página da OMEL (Operador de Mercado Ibérico

de Energia – Pólo Espanhol), encontram-se representadas as horas de preço mais elevado e

mais reduzido do mercado diário para cada sistema eléctrico. Em cada um dos gráficos pode-

se verificar a presença de duas curvas distintas, mostrando respectivamente as ofertas de

compra e venda consideradas como simples e as mesmas ofertas que efectivamente formam o

programa resultante da cassação, às quais foram retiradas as ofertas consideradas complexas

e verificadas as condições de capacidade de interconexão.

Figura 6 – Hora de preço mais elevado no mercado diário no Sistema Eléctrico Português

Figura 7 – Hora de menor preço no mercado diário no Sistema Eléctrico Português

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 18

Figura 8 – Hora de preço mais elevado no mercado diário no Sistema Eléctrico Espanhol

Figura 9 – Hora de menor preço no mercado diário no Sistema Eléctrico Espanhol

O preço correspondente às horas de vazio (entre as 0 e 9 horas) oscila, para o Sistema

Eléctrico Português, entre MWh/€1,25 e MWh/€9,59 . No respeitante às horas de ponta (das

10 às 24 horas) a variação encontra-se compreendida entre MWh/€30 e MWh/€5,71 . Com-

parativamente com o Sistema Eléctrico Português, o Espanhol apresenta uma gama de valores

entre MWh/€07,22 e MWh/€2,45 para as horas de vazio, o que significa uma amplitude

menor de alteração de preço. Para as horas de ponta, a largura do intervalo mantém-se prati-

camente inalterada, sendo o mínimo de MWh/€13,26 e o máximo de MWh/€12,65 .

Ponderando o preço pela energia, isto é, procedendo à soma do produto entre o preço e a

energia correspondentes ao período pretendido (0 às 9 – horas de vazio; 10 às 24 – horas de

ponta) e dividindo esse valor pela soma da energia no intervalo, obtém-se o gráfico da Figura

10, que expressa a variação do preço nas horas de ponta e de vazio ao longo do mês de Julho.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 19

Figura 10 – Variação dos preços nas horas de ponta e de vazio (Portugal)

Na mesma linha de procedimento, efectuou-se um estudo comparativo da variação do pre-

ço médio ponderado ao longo de cada um dos dias da semana. Essa representação encontra-

se na Figura 11, onde se consegue perceber uma sequência de variação de preços idêntica de

Segunda-Feira a Sexta-Feira, e um ligeiro decréscimo nas horas de ponta nos Sábados e

Domingos.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 20

Figura 11 – Preços médios ponderados em Portugal e Espanha ao longo de cada dia da semana

A energia transaccionada no mercado diário do Sistema Eléctrico Português no mês de

Julho fixou-se nos GWh3469 , o que significa um valor económico de €167362 k , resultado

naturalmente inferior ao ocorrido no Sistema Eléctrico Espanhol, que se situou nos

€742350 k , correspondentes à negociação de GWh18733 .

Para Portugal, o máximo e mínimo de energia contratada em termos diários foi de

MWh124392 e MWh86091 , respectivamente. Para a contratação horária os valores máximo e

mínimo obtidos foram de MWh6571 e MWh2633 . Os valores verificados em Espanha corres-

pondem a um máximo e a um mínimo de MWh662472 e MWh478593 em termos diários e de

MWh31744 e MWh16334 em termos horários.

Comparando as Figuras 6 e 7 (referentes a Portugal) com as Figuras 8 e 9 (referentes a

Espanha), observa-se de imediato uma tendência para o aparecimento em Espanha de uma

quantidade muito mais elevada de ofertas de venda a zero. De facto, trata-se não só da res-

pectiva diferença de envergadura dos mercados em questão, mas também da existência de

propostas provenientes de centrais nucleares e de uma diferença na legislação dos dois países

que permite que os produtores em regime especial em Espanha possam optar por apresentar

as suas ofertas ao mercado ao invés de receberem uma “remuneração fixa”, como acontece

em Portugal. O somatório destas propostas por parte de produtores nucleares, em regime

especial e hídricas, forma o segmento de propostas de venda a zero.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 21

Nas Tabelas 1 e 2, encontram-se representados os quadros resumo do ocorrido no merca-

do diário para ambos os Sistemas Eléctricos.

Tabela 1 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Português em Julho 2007

Tabela 2 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Espanhol em Julho 2007

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 22

iii. Energia a Mercado

O mercado diário apresenta, no contexto global do conjunto de mercados e processos de

operação envolvidos no Mercado Ibérico de Electricidade, um papel de extrema relevância. Um

olhar atento à Figura 12 permite constatar que uma grande fatia da energia transaccionada no

Sistema Eléctrico Português resulta do mercado diário. Seria de supor que a energia total

negociada nos diversos mercados fosse sempre superior, ou no mínimo igual à energia do

mercado diário, o que, no entanto, nem sempre se verifica. A explicação para este facto assen-

ta na ocorrência de erros de previsão de carga e consequentes ajustes que são necessários

efectuar.

Figura 12 – Energia a mercado versus energia mercado diário em Portugal (Julho 2007)

iv. Solução de Restrições Técnicas

A existência de restrições técnicas torna por vezes necessária a modificação da contratação

resultante do mercado diário. Cabe aos operadores de sistema proceder à análise dos resulta-

dos obtidos e agir sobre os mesmos, alterando-os se necessário, de forma a garantir a segu-

rança do sistema.

Devido a não existirem dados disponíveis referentes ao mercado de solução de restrições

técnicas do mercado diário para o pólo português, torna-se impossível proceder à análise do

mesmo, nomeadamente na obtenção da energia necessária para a sua resolução, da relação

percentual entre essa energia e a energia do mercado diário, e do custo que as mesmas acar-

retam. Deste modo, apresenta-se de seguida apenas o estudo relativo ao Sistema Eléctrico

Espanhol.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 23

Assim, em Espanha o volume de energia necessário para a solução de restrições técnicas

atingiu no mês de Julho um valor de GWh736 , o que representa cerca de %93,3 da energia

resultante da cassação. O volume económico da solução de restrições técnicas foi de

€52529 k .

A Figura 13 representa a incidência sobre a energia contratada no mercado diário da solu-

ção de restrições técnicas no Sistema Eléctrico Espanhol.

Figura 13 – Energia diária para a solução de restrições técnicas referente ao Sistema Eléctrico Espanhol em Julho 2007

v. Market Splitting

A capacidade de transporte das linhas de interligação entre Portugal e Espanha é essencial

para que as trocas comerciais entre os dois países se possam fazer sem congestionamentos.

O mecanismo de fixação de preços, típico de um mercado spot, não considera a rede de

transporte (o elemento chave que possibilita a concorrência). Como referido, a rede impõe

restrições de natureza física ou operacional pelo que, quando alguma delas é violada (usual-

mente sobrecarga nas linhas), resulta uma situação de congestionamento que dificulta as tro-

cas comerciais e cujo alívio é responsabilidade dos operadores de sistema.

No Mercado Ibérico de Electricidade está regulamentada uma forma de gestão de conges-

tionamento baseada na separação de mercado, denominada de Market Splitting. Esta separa-

ção consiste na criação de duas áreas de controlo, geridas pelos dois operadores de sistema,

com preços diferenciados entre si. Trata-se de uma aproximação à metodologia dos preços

nodais, na qual se atribui a cada nó o custo real do fornecimento de energia, tendo em conta o

custo do congestionamento. De facto, os preços zonais podem ser interpretados como uma

média dos preços nodais dentro de cada zona, o que na prática não sendo totalmente rigoroso

é de mais fácil obtenção.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 24

A separação do mercado exige o redespacho da produção e a fixação de preços do trânsito

nas linhas de interligação, o que provoca uma alteração do programa de trocas bem como das

transacções contratadas dentro da mesma zona. Assim, quando a separação do mercado se

torna realidade, o preço marginal da zona exportadora (Espanha) é igual ao preço da última

unidade casada e o preço marginal da zona importadora (Portugal) é igual ao máximo preço

casado nas duas zonas.

Foi realizado um estudo em que se procedeu à análise do fenómeno de Market Splitting de

modo a compreender as limitações impostas ao mercado pela capacidade de interligação entre

Portugal e Espanha. Esse estudo baseou-se na obtenção da diferença de preços do mercado

diário entre os dois países, como ilustrado na Figura 14.

Figura 14 – Variação horária da diferença de preços entre Portugal e Espanha ao longo do mês de Julho de 2007

Verifica-se uma frequência de ocorrência de Market Splitting de 552 horas em 744 possí-

veis (total de horas do mês), o que significa uma percentagem de separação de mercados em

%19,74 do tempo.

Em termos médios pode-se visualizar na Figura 15 a variação da diferença de preços entre

Portugal e Espanha, bem como as envolventes máxima e mínima desse mesmo fenómeno.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 25

Figura 15 – Variação da média diária da diferença de preços entre Portugal e Espanha no mês de Julho de 2007

O mecanismo de Market Splitting ocorre quando a capacidade na interligação entre Portu-

gal e Espanha é superada. De facto, quando a capacidade disponível nessas interligações não é

totalmente ocupada, o mercado comporta-se como um só, havendo apenas uma zona corres-

pondente aos dois países e sendo consequentemente o preço igual para ambos. Na Figura 16,

encontram-se representadas as capacidades de interligação Espanha - Portugal disponíveis

para cada hora do mês de Julho, assim como as respectivas ocupações de exportação de ener-

gia de Espanha para Portugal.

Figura 16 – Relação do Market Splitting com a ocupação da exportação Espanha - Portugal

Uma análise atenta da Figura 16 revela não só uma variação considerável da capacidade

de exportação de energia Espanha – Portugal ao longo do mês, mas também permite a efecti-

va constatação de que o Market Splitting (representado a verde na Figura 16) apenas ocorre,

como mencionado anteriormente, quando a ocupação da capacidade de interligação é total.

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vi. Tecnologias

A cobertura da procura de electricidade por parte da oferta é feita recorrendo a diversas

tecnologias de produção de energia. Na Figura 17 observam-se aquelas que predominam em

Portugal, concretamente as produções de fuelóleo, de ciclo combinado, carvão e hídrica.

Figura 17 – Energia diária por tecnologias em Portugal (Julho 2007)

No preenchimento da procura de energia diária no Mercado Ibérico de Electricidade, repre-

sentado na Figura 18, observa-se um leque mais alargado de tecnologias, devido não só à pre-

sença da energia nuclear (apenas utilizada em Espanha), bem como da energia em regime

especial que, como referido anteriormente, tem em Espanha a possibilidade de entrar no mer-

cado.

Figura 18 – Energia mercado diário por tecnologias no MIBEL (Julho 2007)

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 27

No MIBEL verifica-se a presença do regime especial com um peso elevado no preenchi-

mento do diagrama da energia diária por tecnologias, ficando o fuelóleo como tecnologia de

utilização residual no mesmo, devido ao seu elevado custo.

Na Tabela 3, estão presentes as tecnologias das últimas ofertas a serem aceites no merca-

do diário. Tratam-se de facto das tecnologias que determinam o preço marginal do mercado

diário.

Tabela 3 – Tecnologias que marcaram o preço marginal em Portugal

Um aspecto curioso e que ressalta da análise da Tabela 3 prende-se com o aparecimento

do regime especial a marcar preço em Portugal. Uma vez que em Portugal não é permitido ao

regime especial oferecer em mercado, conclui-se que a marcação de preço por parte desta

tecnologia se ficou a dever à importação de energia realizada a partir de Espanha.

Em relação ao Sistema Eléctrico Português, é de destacar o aparecimento das tecnologias

térmica de ciclo combinado e hídrica (esta em menor proporção) a marcarem preço nas horas

de vazio e uma propensão para nas horas de ponta ser principalmente a hídrica, mas também

outros tipos de tecnologias, a marcarem esse mesmo preço.

Um pormenor relevante surgido nesta análise aponta para a identificação de casos em que

duas ou mais tecnologias marcam o preço marginal. Isto é explicado devido às últimas ofertas

a serem aceites apresentarem o mesmo preço de venda, apesar de serem de tecnologias dis-

tintas.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 28

Na Figura 19 apresenta-se uma contagem do número de vezes que, por dia, cada tecnolo-

gia marca o preço marginal do mercado diário, aparecendo desde logo a hídrica e a térmica de

ciclo combinado com uma percentagem muito elevada, e pequenas contribuições por parte das

restantes.

Figura 19 – Número de vezes que cada tecnologia marca o preço marginal em Portugal (Julho 2007)

5. MERCADO INTRADIÁRIO - JULHO 2007

i. Sessões do Mercado Intradiário

A existência de um mercado de ajustes, também denominado de mercado intradiário,

permite aos agentes elegíveis, aqueles que tenham participado no mercado diário, em contra-

tos bilaterais ou que tenham declarado indisponibilidade (no caso de unidades de venda),

apresentarem propostas de modo a que se efectue uma correcta gestão de desvios entre as

quantidades previstas e os programas de produção/consumo. A participação dos agentes de

mercado pode ser efectuada ao longo de seis sessões convocadas para o efeito por parte do

operador de mercado, através da realização de ofertas de compra/venda com o único requisito

de respeito pelos compromissos adquiridos no programa diário viável.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 29

ii. Preço e Energia

O valor médio aritmético do preço do mercado intradiário no Sistema Eléctrico Português

foi de MWh/€55,39 , registo superior ao obtido no Sistema Eléctrico Espanhol que se quedou

pelos MWh/€89,36 . Encontram-se presentes nas Figuras 20 e 21 os preços médios e volu-

mes negociados resultantes da realização do referido mercado no mês de Julho.

Figura 20 – Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário português

Figura 21 – Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário espanhol

Uma vez que o volume negociado varia proporcionalmente com o preço e a energia,

depreende-se imediatamente que nas situações em que o volume não segue o preço, houve

um aumento drástico da energia transaccionada. Um exemplo do referido encontra-se nos dias

6 e 7 de Julho para o Sistema Eléctrico Português em que, apesar de não ter ocorrido uma

alteração significativa do preço em relação a dias anteriores, o facto de a energia transaccio-

nada ter passado de valores na casa dos MWh100 para valores próximos de MWh500 , pro-

vocou o disparo do volume transaccionado.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 30

Efectuando um estudo mais pormenorizado, torna-se importante a apresentação dos resul-

tados individualizados para cada uma das seis sessões integrantes do mercado intradiário. Na

realidade, para o Sistema Eléctrico Português, apenas funcionaram em pleno as duas primeiras

sessões, visto que nas restantes não se verificaram ofertas por parte dos agentes intervenien-

tes.

Para as sessões mencionadas do Sistema Eléctrico Português encontram-se representadas

na Figura 22 as energias totais transaccionadas em cada hora juntamente com o valor médio

aritmético do preço e a energia total por sessão. Constata-se que a energia transaccionada na

sessão 2 do mercado intradiário é muito reduzida, pelo que acaba por ser apenas a sessão 1 a

ter um peso importante no mercado de ajustes.

Figura 22 – Energias totais transaccionadas e valor médio aritmético do preço por sessão no Sistema Eléctrico Português

(Julho 2007)

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 31

Uma comparação dos preços por sessão do mercado intradiário português encontra-se

representada na Figura 23, onde se verifica que o preço da sessão 1 do mercado intradiário é

bastante superior ao da sessão 2, devido ao elevado número de participantes no mesmo.

Figura 23 – Comparação dos preços por sessão no mercado intradiário em Portugal

Relativamente ao Sistema Eléctrico Espanhol, as seis sessões que o constituem encon-

tram-se representadas na Figura 24, indicando as energias totais transaccionadas em cada

hora juntamente com o valor médio aritmético do preço e a energia total por sessão. Efecti-

vamente, todas as sessões apresentam volumes de energia transaccionada elevados, o que

confere por si só uma grande diferença em relação ao Sistema Eléctrico Português e que

transmite o sinal de que em Espanha os agentes do mercado intradiário já possuem uma boa

percepção do seu funcionamento e, dessa forma, conseguem tirar melhor proveito do mesmo.

Os gráficos da Figura 24 permitem notar um decréscimo acentuado na transacção de ener-

gia da primeira para as restantes sessões. O valor médio aritmético do preço não segue uma

tendência notória, aumentando de valor absoluto nas primeiras sessões, mas voltando a

decrescer na sessão final. Um aspecto relevante tem por base a predominância de transacção

de energia nas primeiras horas de cada sessão do mercado intradiário.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 32

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 33

Figura 24 – Energias totais transaccionadas e valor médio aritmético do preço por sessão no Sistema Eléctrico Espanhol

Uma comparação dos preços por sessão do mercado intradiário em Espanha encontra-se

representada na Figura 25, onde se verifica que o preço é bastante similar ao longo de todas

as sessões.

Figura 25 – Comparação dos preços por sessão do mercado intradiário em Espanha

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 34

Na Tabela 4 encontra-se representado o quadro resumo do ocorrido no mercado intradiário

para o Sistema Eléctrico Português.

Tabela 4 – Tabela resumo do mercado intradiário para o Sistema Eléctrico Português em Julho 2007

iii. Mercado Diário versus Mercado Intradiário

É de particular importância a percepção da relação do valor médio aritmético dos preços

resultantes tanto da cassação no mercado diário como no mercado intradiário. Para o Sistema

Eléctrico Português, denota-se que o preço médio do mercado intradiário ( MWh/€55,39 ) é

inferior ao do Mercado Diário ( MWh/€81,46 ), aspecto que vai de encontro ao ocorrido em

Espanha, em que o preço médio do mercado intradiário se fixou nos MWh/€89,36 e o do

mercado diário em MWh/€48,38 .

A Figura 26 apresenta a comparação de preços entre o mercado diário e o intradiário, tan-

to no Sistema Eléctrico Português como no Espanhol.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 35

Figura 26 – Comparação entre os preços dos mercados diário e intradiário em Portugal e Espanha (Julho 2007)

De destacar que apesar do preço médio do mercado intradiário ser, para a maior parte das

horas do dia, mais estável que o preço médio do mercado diário, as oscilações pontuais são

muito importantes e surgem como consequência da pequena dimensão que o mercado intra-

diário apresenta até ao momento.

Uma conclusão importante a reter é a constatação de que o mercado intradiário em Portu-

gal se encontra ainda numa fase embrionária, não estando os agentes intervenientes bem

cientes das vantagens que lhe são inerentes e da melhor forma de participação no mesmo de

modo a retirar maiores proveitos. Esta observação é sustentada não só pelo facto de, no Sis-

tema Eléctrico Português, apenas duas das seis sessões terem efectiva participação por parte

dos agentes, mas também pela discrepância de preços observada em relação ao mercado diá-

rio, situação que no Sistema Eléctrico Espanhol já não ocorre devido a uma maior consolidação

e percepção do funcionamento do mercado intradiário.

iv. Programa Horário Final e Quotas dos diversos Agentes

O processo de solução de restrições técnicas do mercado intradiário produz modificações

nos programas resultantes das seis sessões diárias do mercado intradiário, de onde resultam

os Programas Horários Finais (PHF).

Devido a indisponibilidade de dados públicos acerca do ocorrido em Portugal no que a este

aspecto diz respeito, tornou-se impossível realizar o estudo referente às modificações introdu-

zidas pelo processo de solução de restrições técnicas, do qual resultaria o Programa Horário

Final (PHF). No entanto, procedendo a uma analogia com o sucedido no Sistema Eléctrico

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 36

Espanhol, depreende-se que as alterações, a terem ocorrido, terão implicado ligeiras variações

no programa resultante da cassação. De facto, os dados públicos referentes ao Sistema Eléc-

trico Espanhol, presentes na página da Internet da Rede Eléctrica de Espanha, apresentam

mesmo valores nulos no que diz respeito às modificações derivadas do processo de solução de

restrições técnicas.

Para o Sistema Eléctrico Português a produção total de energia eléctrica associada ao Pro-

grama Horário Final foi de MWh2,2972957 . Relativamente à aquisição, o total de energia

eléctrica foi de MWh4,3575962 . A diferença entre os valores obtidos para a produção e aqui-

sição de energia eléctrica em Portugal é explicada pela não inclusão dos valores de energia

importada na parte correspondente à produção, assim como a não consideração da energia

proveniente dos produtores em regime especial. Este valor superior de aquisição deve-se ao

facto de Portugal ser um país maioritariamente importador de energia e também devido à

impossibilidade dos citados produtores em regime especial apresentarem as suas propostas a

mercado.

Na Tabela 5 e Figura 27 encontram-se representados os diversos agentes titulares de uni-

dades de produção e suas respectivas quotas de energia em Portugal.

Tabela 5 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF (Portugal)

Figura 27 – Gráfico representativo das quotas de mercado de unidades de produção no PHF (Portugal)

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 37

A Tabela 6 e as Figuras 28 e 29 representam o mercado de unidades de aquisição com e

sem bombagem incluída no Programa Horário Final, em Portugal, para o mês de Julho.

Tabela 6 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF (Portugal)

Figura 28 – Gráfico representativo das quotas de mercado de unidades de aquisição sem bombagem no PHF

Figura 29 – Gráfico representativo das quotas de mercado de unidades de aquisição com bombagem no PHF

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 38

Na produção verifica-se a supremacia em termos de quotas de mercado por parte da EDP

– Energias de Portugal, com cerca de %70 do total de energia produzida e da REN Trading

S.A., que apresenta um valor na ordem dos %30 , devido à gestão dos Contratos de Aquisição

de Energia, CAE, em vigor com a TurboGás e a Tejo Energia. Agentes como a Iberdrola Gene-

ración e a Unión Fenosa Comercializadora ainda não possuem um peso significativo neste mer-

cado, com quotas de, respectivamente, %383,0 e %240,0 .

No mercado de unidades de aquisição constata-se a preponderância da EDP Serviço Uni-

versal, agente que actua como comercializador de último recurso em Portugal, com um valor

próximo dos %80 de quota de mercado. Entende-se por comercializador de último recurso o

comercializador regulado que garante o fornecimento a todos os consumidores de electricida-

de, independentemente de existirem ou não comercializadores em regime de mercado interes-

sados em fornecê-lo, estando sujeito ao regime de tarifas e preços regulados. Os restantes

%20 de quota de mercado estão distribuídos essencialmente pela EDP Comercial – Comercia-

lização de Energia e Endesa Energia, existindo ainda outros agentes com valores residuais de

mercado.

Nas Tabelas 7 e 8 estão representados os agentes titulares de unidades de produção e

aquisição e as suas respectivas quotas de energia no MIBEL.

Tabela 7 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF (MIBEL)

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 39

Tabela 8 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF (MIBEL)

Na globalidade do Mercado Ibérico de Electricidade constata-se uma influência acentuada

por parte de quatro grupos empresariais, concretamente a Iberdrola, a Endesa, a Unión Feno-

sa e a EDP.

No mercado de unidades de produção a Endesa Generación dominou com uma quota de

%40,23 , seguida da Iberdrola Generación e da Unión Fenosa Generación com, respectiva-

mente, %63,14 e %84,10 . Neste particular saliente-se a posição já bastante cimentada por

parte da EDP – Energias de Portugal, com uma quota de %63,7 , correspondentes a

MWh7,2073447 de energia produzida.

Relativamente ao mercado de unidades de aquisição assistiu-se à imposição da Iberdrola

Distribución face aos demais concorrentes, com uma quota de mercado de %19,25 , seguido

de perto pela Endesa Distribución e pela Endesa Energia, com %51,22 e %03,14 . Assim como

no mercado de produção, também na aquisição de energia a EDP surge representada em posi-

ção de relevo, através da EDP Serviço Universal, com um volume de transacção de

MWh6,2834931 , correspondentes a %09,8 de quota de mercado.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 40

6. PROCESSOS DE OPERAÇÃO TÉCNICA DO SISTEMA - JULHO 2007

i. Energia e Potência necessárias para a Regulação Técnica do Sistema Eléc-trico

De modo a garantir segurança e fiabilidade da entrega na rede de transporte e para que os

fluxos de produção e procura de electricidade estejam permanentemente em equilíbrio, torna-

se necessária a intervenção dos operadores de sistema através dos processos de regulação

técnica.

A necessidade de participação dos operadores de sistema utilizando os distintos processos

de regulação técnica poderia, caso houvesse um cumprimento estrito por parte dos agentes do

contratado nos diferentes mercados, ficar reduzida ao preenchimento das pequenas oscilações

da procura. Com esta finalidade, os operadores de sistema utilizam mecanismos competitivos

entre unidades de produção denominados gestão de desvios e serviços complementares de

regulação secundária e terciária. Por outro lado, caso seja necessário, os operadores de siste-

ma têm a possibilidade de dar instruções directas de funcionamento a determinadas unidades

de produção, sendo estas instruções denominadas de procedimentos especiais ou de emergên-

cia.

O estudo da importância dos processos de operação técnica do sistema no sistema eléctri-

co português não foi possível de ser efectuado, devido à falta de dados públicos disponíveis.

No entanto foi possível realizar o estudo em causa para o Sistema Eléctrico Espanhol, de forma

a obter os preços médios derivados dos processos de operação técnica do sistema.

Na Tabela 9 está representada a energia utilizada em cada um dos processos de operação

técnica do sistema.

Tabela 9 – Energia utilizada nos processos de operação técnica do sistema

Tabela 10 – Preço médio obtido nos diversos processos de operação técnica do sistema

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 41

O preço médio obtido nos vários processos de operação técnica do Sistema Eléctrico Espa-

nhol encontra-se representado na Tabela 10. Na verdade, o seu cálculo é de fácil obtenção e

resulta da ponderação do preço marginal horário de cada processo de operação técnica do sis-

tema pela respectiva energia que lhe foi atribuída. No preço médio obtido para a energia de

regulação terciária a subir não foram considerados os custos de arranque das centrais térmi-

cas, pelo que o valor obtido de MWh/€34,47 seria substancialmente superior caso se incluís-

sem esses custos. Os processos que apresentaram um preço médio mais elevado no mês de

Julho foram a gestão de desvios a subir, a energia secundária a subir e a energia terciária a

subir, devido à contribuição decisiva de preços marginais horários extremamente elevados em

algumas horas, nomeadamente um máximo de MWh/€85 às 15 e 18 horas do dia 31 para a

gestão de desvios a subir, de MWh/€23,93 às 13 horas de dia 31 para a energia secundária

a subir e de MWh/€37,122 às 13 horas de dia 30 correspondentes à energia terciária a subir.

7. GARANTIA DE POTÊNCIA - JULHO 2007

i. Importância da Garantia de Potência

Com vista a promover a garantia de abastecimento, um adequado grau de cobertura da

procura de electricidade e uma adequada gestão da disponibilidade dos centros electroproduto-

res, foi definido um mecanismo de remuneração da garantia de potência disponibilizada pelos

centros electroprodutores em regime ordinário. É importante a harmonização do regime de

remuneração da garantia de potência mencionada, de modo a que a concorrência no Mercado

Ibérico de Produção de Electricidade funcione em igualdade de condições em ambos os siste-

mas ibéricos.

Os encargos associados ao mecanismo de remuneração da garantia de potência devem ser

suportados por todos os consumidores de energia eléctrica, devendo ser repercutidos na tarifa

de uso global do sistema.

O custo por garantia de potência é um dos componentes mais relevantes do preço final da

electricidade, servindo de indicador a médio prazo para os participantes no mercado, expres-

sando o custo da garantia de entrega a todos os consumidores e incentivando comercializado-

res, consumidores qualificados e agentes externos a consumir em horas de baixa procura. Na

realidade, um custo de garantia de potência elevado significaria que a potência disponível era

baixa face ao consumo verificado, o que acarretaria a longo prazo um aumento dos preços

finais.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 42

ii. Custo da Garantia de Potência

Para o Sistema Eléctrico Português não foi possível realizar o estudo em questão, pois não

se encontram disponíveis dados públicos que permitam a obtenção dos preços médios relativos

à garantia de potência. Caso os referidos dados estivessem disponíveis ter-se-ia realizado um

estudo semelhante ao que de seguida se apresenta para o Sistema Eléctrico Espanhol.

No mês de Julho o pagamento por garantia de potência no Sistema Eléctrico Espanhol foi

caracterizado pelos seguintes itens:

� O volume de energia afecto à garantia de potência para o conjunto do mercado foi de

GWh23908 , tendo resultado um preço médio de MWh/€55,3 (Tabela 11);

Tabela 11 – Componentes do Preço Final Mensal de todas as unidades de Aquisição (Julho 2007)

� As compras de comercializadores, consumidores qualificados e agentes externos foram

de GWh6944 , tendo resultado um preço médio de MWh/€47,2 (Tabela 12);

Tabela 12 – Componentes do Preço Final Mensal de Comercializadores, Consumidores Qualificados e Agentes Externos (Julho 2007)

� As compras de distribuidores foram de GWh15955 , tendo resultado um preço médio

de MWh/€25,4 (Tabela 13);

Tabela 13 – Componentes do Preço Final Mensal de Distribuidores (Julho 2007) Uma observação resultante da análise dos quadros das figuras anteriores permite consta-

tar a importância do preço da garantia de potência na construção do preço final. Verifica-se

mesmo que se trata da segunda parcela com maior peso, superando as parcelas devidas ao

mercado intradiário, restrições e processos de operação do sistema.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 43

8. PREÇO HORÁRIO FINAL - JULHO 2007

i. Descrição e Fórmula de Cálculo do Preço Horário Final Médio

O preço final do mercado de electricidade consiste na agregação dos vários preços resul-

tantes das diversas fases constituintes do funcionamento do mercado. Assim, é calculado para

cada agente do mercado, em função da sua participação nos mercados diário e intradiário, nos

processos de operação técnica do sistema e por aplicação do coeficiente de garantia de potên-

cia.

A fórmula de cálculo que permite a obtenção do preço final médio da energia é pública e

pode ser encontrada na página da internet da CNE (www.cne.es). O preço final médio da

energia é dado pela seguinte expressão:

h

h

h

h

h

hhh

h

hhh

h

hhh

h

hhhhh

ENMBC

IMGP

ENMBC

IMBS

ENMBC

PMDENRRTTIMRRTT

ENMBC

PMDENDVIMDV

ENMBC

PMDENOSAJIMOSAJ

ENMBC

PMDENMIIMMIPMDPFM

++×−

+

×−+

×−+

×−+=

Nesta expressão:

hPFM - Preço final médio horário (€/MWh);

hPMD - Preço marginal horário do mercado diário (€/MWh);

hIMMI - Valorização das energias ao preço da sessão correspondente do mercado intradiário

(€). No fundo, mais não é do que proceder ao produto entre as energias horárias negociadas no mercado intradiário e os preços horários correspondentes;

hENMI - Energia horária negociada no mercado intradiário (MWh);

hIMOSAJ - Valorização das energias ao preço correspondente de cada mercado de ajuste do

sistema, com excepção do mercado de restrições técnicas (€);

hENOSAJ - Soma das energias negociadas nos mercados de serviços de ajuste do sistema, com

excepção do mercado de restrições técnicas (MWh);

hIMDV - Valorização dos desvios ao preço correspondente (€);

hENDV - Soma das energias das unidades correspondentes ao desvio medido (MWh);

hIMRRTT - Valorização das energias ao preço das restrições técnicas (€);

hENRRTT - Soma das energias das unidades negociadas no mercado de restrições técnicas

(MWh);

hIMBS - Custo horário da banda secundária (€);

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 44

hIMGP - Custo horário da garantia de potência (€);

hhhhhhh ENCBENRRTTENDVENOSAJENMIENMDENMBC +++++= , sendo:

hENMBC - Soma da energia medida à saída das centrais (MWh);

hENMD - Soma da energia das unidades negociadas no mercado diário (MWh);

hENCB - Soma da energia negociada mediante contratação bilateral (MWh).

Procedendo ao cálculo do preço final médio horário para o Sistema Eléctrico Espanhol atra-

vés da expressão apresentada anteriormente foi possível obter as seguintes conclusões:

� O preço final médio horário ponderado fixou-se nos MWh/€98,44 e o aritmético nos

MWh/€72,43 ;

� O preço horário final máximo registado no mês de Julho foi de MWh/€73,71 , ocorrido

dia 18 às 13 horas e o mínimo de MWh/€21,24 , ocorrido dia 2 às 5 horas;

O quadro resumo dos valores obtidos para o preço horário final e a sua variação para cada

dia do mês de Julho no Sistema Eléctrico Espanhol encontram-se representados na Tabela 14 e

na Figura 30.

Tabela 14 – Quadro resumo relativo ao preço horário final

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 45

Figura 30 – Preços finais médio, mínimo e máximo em Espanha (Julho 2007)

No que concerne aos valores relativos ao Sistema Eléctrico Português, estes seriam de

fácil obtenção caso a informação pública disponível assim o permitisse. No entanto, não se

encontram disponíveis os dados relativos tanto a processos de mercados de serviços de ajuste,

como de processos de restrições técnicas, desvios, banda secundária e garantia de potência.

ii. Componentes do Preço Horário Final

O preço horário final médio é, como mencionado anteriormente, função dos preços obtidos

tanto nos mercados diário e intradiário, como dos processos de operação técnica do sistema e

da aplicação do coeficiente de garantia de potência. Assim, para o conjunto do mercado, apre-

sentam-se nas Figuras 31 e 32 a contribuição de cada uma das referidas parcelas na constru-

ção do preço final e o seu peso relativo.

Figura 31 – Componentes do preço horário final médio (Julho 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 46

Figura 32 – Peso relativo das parcelas no cálculo do preço horário final médio (Julho 2007)

Pela análise das Figuras 31 e 32 constata-se que o mercado diário apresenta um peso

decisivo na elaboração do preço final médio, com uma contribuição relativa de aproximada-

mente %88 . Juntamente com a garantia de potência, cuja parcela é de cerca de %8 , consti-

tuem as parcelas chave. Os restantes %4 encontram-se distribuídos pelos processos de ope-

ração do sistema e pela solução de restrições técnicas, sobrando o mercado intradiário, que

apresenta uma contribuição nula e portanto desprezável.

Efectuando uma diferenciação entre distribuidores e o conjunto de comercializadores,

clientes qualificados e agentes externos, obtêm-se preços horários finais médios distintos.

Assim, para os distribuidores resulta um preço horário final médio de MWh/€94,45 , corres-

pondentes a uma contribuição de %86 por parte do mercado diário, %9 devido à aplicação

da garantia de potência e os restantes %5 distribuídos pelos restantes processos, com excep-

ção do mercado intradiário. Já para o conjunto de comercializadores, clientes qualificados e

agentes externos, resultou um preço horário final médio de MWh/€59,44 , com uma contribui-

ção de %90 por parte do mercado diário, %6 da aplicação da garantia de potência e os res-

tantes %4 dos restantes processos, exceptuando o mercado intradiário.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 47

9. DIAGRAMA DE CARGAS – JULHO 2007

i. Preenchimento do Diagrama de Cargas

Posteriormente à finalização de todos os mercados e processos referentes ao funciona-

mento do MIBEL, apresenta-se na Figura 33 para o Sistema Eléctrico Português o diagrama de

cargas do mês de Julho com indicação das tecnologias que asseguram a alimentação da carga.

Figura 33 – Diagrama de cargas relativo ao Sistema Eléctrico Português (Julho 2007)

Pela análise da figura referida, verifica-se que a base do diagrama de cargas é constituída

pelas tecnologias térmicas, nomeadamente carvão e gás natural, apresentando o fuelóleo uma

utilização residual. O regime especial e a importação ocupam uma posição central no diagra-

ma, sendo uma parcela bastante importante do mesmo e com tendência a aumentar. A ponta

do diagrama fica preenchida pelas centrais hídricas de albufeira e fio de água. Estas centrais

apresentam as vantagens de entrada rápida em funcionamento em caso de necessidade e de

custo reduzido. O seu inconveniente reside na necessidade de utilizar eficazmente um bem

escasso como a água.

Nos locais assinalados com círculos encarnados na Figura 33 observa-se um acréscimo de

produção face ao consumo registado. Esta aparente incongruência fica a dever-se à exportação

de energia e ocorre raramente no Sistema Eléctrico Português, visto o mesmo ser predominan-

temente importador, como se visualiza na Figura 34.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 48

Figura 34 – Diagrama de importação/exportação relativo ao Sistema Eléctrico Português (Julho 2007) As horas onde ocorre exportação de energia Portugal/Espanha são coincidentes com as

assinaladas a encarnado na Figura 33, e justificam o mencionado anteriormente, isto é, uma

produção superior ao consumo registado nesses períodos.

10. EVOLUÇÃO DO MERCADO EM AGOSTO E SETEMBRO 2007

Neste capítulo do relatório é apresentado um resumo, menos detalhado e exaustivo, dos

elementos recolhidos para Agosto e Setembro de 2007. O estudo seguiu os mesmos princípios

do realizado para o mês de Julho e a sua apresentação permite a realização de uma posterior

análise comparativa e da evolução registada ao longo dos três meses em questão.

Mercado Diário

i. Evolução do Preço

O valor médio aritmético do preço para o mercado diário no Sistema Eléctrico Português

em Agosto e Setembro de 2007 fixou-se, respectivamente, nos MWh/€66,43 e MWh/€56,43 .

No que concerne ao Sistema Eléctrico Espanhol, verificaram-se valores médios aritméticos de

MWh/€05,35 e MWh/€81,35 , valores muito inferiores aos correspondentes ao Sistema Eléctri-

co Português.

Os valores médios aritméticos dos preços em Portugal e em Espanha apresentam uma

gama de valores representados na Tabela 15, estando os valores máximos representados a cor

encarnada e os mínimos a cor verde.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 49

Tabela 15 – Preço referente ao mercado diário em Portugal e Espanha (Agosto e Setembro 2007)

Nas Figuras 35 e 36 está representada mais detalhadamente a evolução dos preços do

mercado diário no MIBEL em Agosto e Setembro de 2007. A presença de duas curvas distintas

de preços em cada uma das figuras apresentadas indica que em ambos os meses se registou a

ocorrência da separação de mercados numa parcela significativa de horas, o denominado Mar-

ket Splitting. Observa-se novamente que os preços praticados no Sistema Eléctrico Espanhol

são consideravelmente inferiores aos do Sistema Eléctrico Português.

Figura 35 – Preços do mercado diário em Portugal e Espanha (Agosto 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 50

Figura 36 – Preços do mercado diário em Portugal e Espanha (Setembro 2007)

Uma análise diferenciada para horas de ponta (10-24 horas) e horas de vazio (0-9 horas)

no Sistema Eléctrico Português, permite a obtenção das médias ponderadas representadas nas

Figuras 37 e 38. Analogamente ao ocorrido no mês de Julho, verifica-se um acréscimo do pre-

ço nas horas de ponta comparativamente às de vazio.

Figura 37 – Variação dos preços nas horas de ponta e de vazio (Agosto 2007)

Figura 38 – Variação dos preços nas horas de ponta e de vazio (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 51

A energia transaccionada no mercado diário relativamente ao Sistema Eléctrico Português

fixou-se nos GWh3175 e GWh3291 , o que significa um valor económico de €140547 k e

€145592 k , respectivamente para Agosto e Setembro de 2007. Estes valores configuram uma

diminuição da energia negociada relativamente ao mês de Julho, da ordem dos GWh250 .

Os quadros resumo do ocorrido no mercado diário para Agosto e Setembro encontram-se

representados nas Tabelas 16 e 17.

Tabela 16 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Português em Agosto 2007

Tabela 17 – Tabela resumo do mercado diário para o Sistema Eléctrico Português em Setembro 2007

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 52

ii. Solução de Restrições Técnicas

O processo de solução de restrições técnicas acarreta uma alteração da contratação resul-

tante do mercado diário. Devido a indisponibilidade de dados relativos ao Sistema Eléctrico

Português, mantém-se a impossibilidade de obtenção de resultados que possibilitem uma aná-

lise cuidada deste processo e das modificações que lhe estão associadas. Assim, a título indica-

tivo e tomando como exemplo o Sistema Eléctrico Espanhol, apresentam-se os resultados do

estudo que teria que ser realizado em Portugal e que possibilitaria a obtenção da energia e

custos envolvidos no processo.

O volume de energia necessário para a solução de restrições técnicas atingiu nos meses de

Agosto e Setembro valores de GWh759 e GWh743 , o que representa cerca de %32,4 da

energia resultante da cassação nos dois meses referidos. O volume económico da solução de

restrições técnicas foi de €54660 k e €52613 k , respectivamente para Agosto e Setembro, o

que indica que o peso deste processo na factura global se manteve praticamente inalterado

relativamente a Julho.

As Figuras 39 e 40 representam a incidência sobre a energia contratada no mercado diário

da solução de restrições técnicas no Sistema Eléctrico Espanhol.

Figura 39 – Energia diária para a solução de restrições técnicas referente ao Sistema Eléctrico Espanhol

Figura 40 – Energia diária para a solução de restrições técnicas referente ao Sistema Eléctrico Espanhol

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 53

iii. Market Splitting

O processo de Market Splitting, previsto no Mercado Ibérico de Electricidade como forma

de gestão de congestionamentos e assente na criação de duas zonas distintas com preços dife-

renciados entre si, ocorreu com uma frequência elevada durante os meses de Agosto e Setem-

bro de 2007, como se comprova pela análise das Figuras 41 e 42.

A variação horária do preço resultante do Market Splitting, representada a verde nas figu-

ras mencionadas, ocorre nos períodos em que a ocupação iguala a capacidade de exportação

disponível. Em Agosto verificou-se uma frequência de ocorrência deste processo em 627 horas

de 744 possíveis, o que significa uma percentagem de separação de mercados em %27,84 do

tempo e um valor médio de diferença de preços nas duas zonas na casa dos MWh/€607,8 .

Figura 41 – Relação do Market Splitting com a ocupação da exportação Espanha – Portugal (Agosto 2007)

Em Setembro de 2007, o Market Splitting ocorreu em 587 horas de 720 possíveis, resul-

tando numa percentagem de ocorrência de %53,81 do tempo, e um valor médio na ordem dos

MWh/€752,7 , devido sobretudo a uma maior capacidade de exportação disponível de Espanha

para Portugal ao longo do mês.

Figura 42 – Relação do Market Splitting com a ocupação da exportação Espanha – Portugal (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 54

iv. Tecnologias

A satisfação da procura de energia no mercado diário por parte dos produtores foi realiza-

da recorrendo a diversos tipos de tecnologias. No caso do Sistema Eléctrico Português essa

mesma produção assenta essencialmente nas tecnologias hídrica, carvão, ciclo combinado, e

em reduzida quantidade no fuelóleo. No respeitante ao MIBEL, o leque de tecnologias é mais

alargado, como se constata nas Figuras 43 e 44 (Agosto e Setembro de 2007), devido à exis-

tência de produção nuclear em Espanha e da possibilidade dos produtores em regime especial

se apresentarem ao mercado.

Figura 43 – Energia mercado diário por tecnologias no MIBEL (Agosto 2007) Pela análise das figuras referidas e comparativamente ao mês de Julho, verifica-se um

decréscimo de produção absoluta por parte das centrais a ciclo combinado e hídricas, devido

também à menor quantidade de energia transaccionada no mercado diário nos meses de Agos-

to e Setembro.

Figura 44 – Energia mercado diário por tecnologias no MIBEL (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 55

Relativamente às tecnologias que determinam o preço marginal do mercado diário em

Agosto e Setembro de 2007, ou seja, as últimas a serem aceites em cada hora de funciona-

mento do mesmo, constata-se um aumento por parte das térmicas de ciclo combinado face a

um declínio das hídricas comparativamente com o mês de Julho. Este facto está representado

nas Figuras 45 e 46.

Figura 45 – Número de vezes que cada tecnologia marca o preço marginal em Portugal (Agosto 2007)

Analisando cuidadosamente estas figuras, é possível constatar que em alguns dias o soma-

tório das tecnologias que marcam o preço marginal é superior ao número de horas que o cons-

tituem. Isto indica que nesses casos se verificaram horas em que as últimas ofertas a serem

aceites, apesar de originárias de tecnologias diferentes, apresentavam o mesmo preço.

Figura 46 – Número de vezes que cada tecnologia marca o preço marginal em Portugal (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 56

Mercado Intradiário

i. Evolução do Preço

A participação no mercado intradiário como forma de proceder à gestão de desvios entre

as quantidades previstas e os programas de produção/consumo continuou nos meses de Agos-

to e Setembro a ser uma realidade. No Sistema Eléctrico Português continuou a verificar-se

uma ausência de ofertas por parte dos agentes intervenientes nas quatro últimas sessões que

constituem o mercado intradiário. No entanto, a participação nas duas primeiras sessões per-

mitiu a obtenção de um valor médio aritmético do preço no mês de Agosto de MWh/€65,37 ,

registo superior ao verificado no Sistema Eléctrico Espanhol, que se fixou nos MWh/€74,33 e

que representa uma redução relativamente ao mês de Julho ( MWh/€55,39 ).

A evolução do preço médio ao longo do mês de Agosto encontra-se representada na Figura

47.

Figura 47 – Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário português (Agosto 2007)

Em relação ao mês de Setembro ocorreu um ligeiro decréscimo no valor médio aritmético

do preço do Sistema Eléctrico Português, situando-se nos MWh/€06,37 , aproximando-se mais

do preço praticado no Sistema Eléctrico Espanhol ( MWh/€66,34 ), que sofreu uma variação em

sentido ascendente.

O preço médio e o volume negociado ao longo do mês de Setembro evoluíram de acordo

com o representado na Figura 48.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 57

Figura 48 – Evolução do preço médio e volume negociado no mercado intradiário português (Setembro 2007)

Uma comparação entre os três meses em análise permite aferir uma diminuição do volume

negociado, assente numa redução da quantidade de energia transaccionada no mercado intra-

diário em Portugal.

Como referido anteriormente, no Sistema Eléctrico Português, apenas as duas primeiras

sessões constituintes do mercado intradiário obtiveram efectiva participação por parte dos

agentes. Assim, um estudo individualizado de cada uma destas sessões permite aquilatar as

diferenças de preços praticados nas mesmas. Deste modo, observa-se uma maior estabilidade

dos preços ao longo da primeira sessão e valores superiores comparativamente aos da segun-

da sessão. O facto da energia transaccionada na sessão 1 ser muito superior à da sessão 2

permite concluir que a importância da primeira no contexto global do mercado intradiário é

significativamente superior.

Nas Figuras 49 e 50 encontram-se representadas as variações do preço por sessão no

mercado intradiário do Sistema Eléctrico Português nos meses de Agosto e Setembro de 2007

respectivamente.

Figura 49 – Comparação dos preços por sessão no mercado intradiário em Portugal (Agosto 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 58

Figura 50 – Comparação dos preços por sessão no mercado intradiário em Portugal (Setembro 2007)

Os quadros resumo do ocorrido no mercado intradiário para o Sistema Eléctrico Português,

nomeadamente no que a energia transaccionada, preços registados e volume negociado diz

respeito, encontram-se representados nas Tabelas 18 e 19, respectivamente para o mês de

Agosto e de Setembro de 2007.

Tabela 18 – Tabela resumo do mercado intradiário para o Sistema Eléctrico Português em Agosto 2007

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 59

Tabela 19 – Tabela resumo do mercado intradiário para o Sistema Eléctrico Português em Setembro 2007

ii. Mercado Diário versus Mercado Intradiário

Um dado relevante na análise do mercado intradiário assenta na relação dos valores

médios aritméticos dos preços obtidos com os equivalentes do mercado diário. No mês de

Agosto, como a Figura 51 documenta e no que ao mercado intradiário diz respeito, assistiu-se

a uma ligeira estabilização dos preços comparativamente com o mês anterior e à manutenção

de preços superiores em Portugal relativamente a Espanha. Estes preços evoluíram continua-

mente abaixo dos registados no mercado diário em ambos os Sistemas Eléctricos. Assim, para

o Sistema Eléctrico Português, o preço do mercado intradiário ( MWh/€65,37 ) foi inferior ao do

mercado diário ( MWh/€66,43 ), situação análoga ao que ocorreu em Espanha em que o preço

do mercado intradiário se fixou nos MWh/€74,33 face aos MWh/€05,35 registados no merca-

do diário.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 60

Figura 51 – Comparação entre os preços dos mercados diário e intradiário em Portugal e Espanha (Agosto 2007) A análise efectuada para o mês de Agosto é semelhante ao ocorrido no mês de Setembro

de 2007. De facto, também neste período se verificou a tendência dos preços médios obtidos

para o mercado intradiário se situarem abaixo dos preços médios do mercado diário para

ambos os sistemas eléctricos, como se constata pela observação da Figura 52. Desta forma,

para o Sistema Eléctrico Português, o preço do mercado intradiário ( MWh/€06,37 ) foi inferior

ao do mercado diário ( MWh/€56,43 ), situação análoga ao que ocorreu em Espanha em que o

preço do mercado intradiário se fixou nos MWh/€66,34 face aos MWh/€81,35 registados no

mercado diário.

Figura 52 – Comparação entre os preços dos mercados diário e intradiário em Portugal e Espanha (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 61

iii. Programa Horário Final e Quotas dos diversos Agentes

Os Programas Horários Finais resultam da aplicação do processo de solução de restrições

técnicas aos programas resultantes das seis sessões diárias que compõem o mercado intradiá-

rio. Devido à indisponibilidade de dados públicos acerca do ocorrido em Portugal no que a este

aspecto diz respeito, tornou-se impossível a realização do estudo referente às modificações

introduzidas pelos processos de solução de restrições técnicas nos meses de Agosto e Setem-

bro de 2007, dos quais resultariam os Programas Horários Finais.

Analogamente ao referido para o mês de Julho, também nestes dois meses se verificaram

valores nulos no que diz respeito às modificações derivadas do processo de solução de restri-

ções técnicas no Sistema Eléctrico Espanhol. Assim, e uma vez que o aproveitamento do mer-

cado intradiário em Portugal não se encontra ainda em pleno, será também lógico supor que

tal como em Espanha, as alterações, a terem ocorrido, terão implicado ligeiras variações no

programa resultante da cassação.

A produção total de energia eléctrica no Programa Horário Final (PHF) do Sistema Eléctrico

Português nos meses de Agosto e Setembro foi de, respectivamente, MWh9,2553208 e

MWh2,2564184 , representando um decréscimo de cerca de MWh400000 face ao mês de Julho.

Relativamente à aquisição de energia eléctrica nestes meses, assistiu-se a uma diminuição

comparativamente com o mês de Julho, resultando em MWh5,3267195 de energia adquirida

para Agosto e MWh4,3406020 para Setembro. Uma associação importante a retirar dos valores

apresentados assenta na percepção de que os valores de importação de energia por parte de

Portugal aumentaram no mês de Setembro, uma vez que valores de produção semelhantes

aos de Agosto vieram acompanhados de um acréscimo de aquisição.

Nas Tabelas 20 e 21 encontram-se representados os diversos agentes titulares de unida-

des de produção e suas respectivas quotas de energia em Portugal nos meses de Agosto e

Setembro de 2007.

Tabela 20 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF - Portugal (Agosto 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 62

Tabela 21 – Quotas de mercado de unidades de produção no PHF - Portugal (Setembro 2007)

Na produção verificou-se um aumento da supremacia da EDP – Energias de Portugal sobre

os restantes agentes, com o máximo a ter ocorrido no mês de Agosto, em que obteve uma

quota de %79,77 do total de energia produzida. Este incremento na quota de produção foi

obtido à custa da perda de importância por parte da REN Trading S.A. neste mercado. É tam-

bém de salientar o surgimento de um agente titular (EDIA) numa posição de destaque, em

comparação com o mês de Julho, tendo obtido um assinalável progresso na sua quota de mer-

cado.

Relativamente ao mercado de aquisição no PHF, as quotas dos agentes intervenientes nos

meses de Agosto e Setembro ficaram distribuídas como representado nas Tabelas 22 e 23.

Tabela 22 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF - Portugal (Agosto 2007)

Tabela 23 – Quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF - Portugal (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 63

No mercado de unidades de aquisição, continua a constatar-se a preponderância da EDP

Serviço Universal, agente que actua como comercializador de último recurso em Portugal, com

um valor de quota de mercado de cerca de %80 no mês de Agosto e de %83 em Setembro.

Os restantes %20 de quota de mercado estão distribuídos essencialmente pela EDP Comercial

– Comercialização de Energia e pela Endesa Energia, tendo no entanto sido registado no mês

de Setembro um decréscimo de aproximadamente %4 da quota anteriormente detida pela

Endesa Energia.

No âmbito global do Mercado Ibérico de Electricidade manteve-se uma influência acentua-

da e incontestável por parte de quatro grupos empresariais, nomeadamente a Iberdrola, a

Endesa, a Unión Fenosa e a EDP.

A liderança nas quotas de mercado de unidades de produção no PHF continuou a cargo da

Endesa Generación, que garantiu a estabilidade da sua percentagem de mercado na ordem dos

%23 , sendo seguida ainda a uma considerável distância por parte da Iberdrola Generación, da

Unión Fenosa Generación e da EDP – Energias de Portugal.

O lugar cimeiro na tabela das quotas de mercado de unidades de aquisição no PHF conti-

nuou a ser ocupado pela Iberdrola Distribución ( %5,23≅ ), seguido de perto pela Endesa Dis-

tribución, e um pouco mais distantemente pela Endesa Energia e pela EDP Serviço Universal.

Processos de Operação Técnica do Sistema

i. Energia e Potência necessárias para a Regulação Técnica do Sistema Eléc-trico

Este item do estudo não foi possível de realizar para o Sistema Eléctrico Português, devido

a não existirem dados públicos disponíveis.

O estudo efectuado para o Sistema Eléctrico Espanhol no mês de Julho, indicativo dos pas-

sos a serem seguidos, seria possível realizar para o Sistema Eléctrico Português caso os valo-

res necessários estivessem publicamente disponíveis. Não se torna de particular importância a

apresentação neste estudo dos valores dos preços médios de cada processo de operação técni-

ca do sistema para os meses de Agosto e Setembro no Sistema Eléctrico Espanhol, assim

como das energias envolvidas nos mesmos, mas importa referir que a gestão de desvios a

subir, a energia de regulação terciária a subir e a energia de regulação secundária a subir con-

tinuam a ser os processos cujo preço médio é mais elevado.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 64

Garantia de Potência

i. Custo da Garantia de Potência

Para o Sistema Eléctrico Português não foi possível realizar o estudo em questão, pois não

se encontram disponíveis dados públicos que permitam a obtenção dos preços médios por

garantia de potência.

Realizou-se portanto o estudo da garantia de potência no Sistema Eléctrico Espanhol, para

os meses de Agosto e Setembro, tendo o mesmo sido caracterizado por:

� O volume de energia afecto à garantia de potência para o conjunto do mercado foi de

GWh22331 e GWh22408 para os meses de Agosto e Setembro respectivamente, tendo

resultado a preços médios de MWh/€40,3 e MWh/€15,3 (Tabelas 24 e 25);

Tabela 24 – Componentes do preço final mensal de todas as unidades de aquisição (Agosto 2007)

Tabela 25 – Componentes do preço final mensal de todas as unidades de aquisição (Setembro 2007)

� As compras de comercializadores, consumidores qualificados e agentes externos foram

de GWh6308 e GWh7143 para os meses de Agosto e Setembro respectivamente, tendo

sido realizadas a preços médios de MWh/€67,1 e MWh/€30,2 (Tabelas 26 e 27);

Tabela 26 – Componentes do preço final mensal de comercializadores, consumidores qualificados e agentes externos

(Agosto 2007)

Tabela 27 – Componentes do preço final mensal de comercializadores, consumidores qualificados e agentes externos

(Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 65

� As compras de distribuidores foram de GWh14890 e GWh14063 para os meses de

Agosto e Setembro respectivamente, tendo sido realizadas a preços médios de

MWh/€40,4 e MWh/€85,3 (Tabelas 28 e 29);

Tabela 28 – Componentes do preço final mensal de distribuidores (Agosto 2007)

Tabela 29 – Componentes do preço final mensal de distribuidores (Setembro 2007)

Preço Horário Final

i. Componentes do Preço Horário Final

O preço horário final médio é, como mencionado anteriormente, função dos preços obtidos

tanto nos mercados diário e intradiário, como dos processos de operação técnica do sistema e

da aplicação do coeficiente de garantia de potência.

O cálculo deste preço horário final para o Sistema Eléctrico Português foi impossível de

realizar para os meses de Agosto e Setembro. De facto, e tal como já havia sucedido no mês

de Julho, os dados relativos a processos de mercado de serviços de ajuste, restrições técnicas,

desvios, banda secundária e garantia de potência não se encontravam disponíveis.

O estudo relativo a este ponto seria realizado recorrendo à fórmula de cálculo apresentada

no capítulo correspondente para o mês de Julho e permitiria obter o peso relativo de cada par-

cela no cálculo do preço horário final médio. Considerando como exemplo o Sistema Eléctrico

Espanhol, cujos dados são públicos, é possível realçar o peso decisivo que o mercado diário

apresenta na constituição deste preço, correspondente a cerca de %87 do mesmo, sobrepon-

do-se às restantes parcelas de forma inequívoca. Juntamente com a garantia de potência, que

apresenta um peso de cerca de %8 , continuam, tal como no mês de Julho, a ser as duas par-

celas com maior preponderância na formação do Preço Horário Final.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 66

Nas Figuras 53 e 54 encontram-se representados os preços relativos de cada parcela, no

Sistema Eléctrico Espanhol, para os meses de Agosto e Setembro de 2007.

Figura 53 – Peso relativo das parcelas no cálculo do preço horário final médio (Agosto 2007)

Figura 54 – Peso relativo das parcelas no cálculo do preço horário final médio (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 67

Diagrama de Cargas

i. Preenchimento do Diagrama de Cargas

A composição dos diagramas de cargas para os meses de Agosto e Setembro, obtidos após

a finalização de todos os mercados e processos referentes ao funcionamento do MIBEL, estão

representados nas Figuras 55 e 56.

Figura 55 – Diagrama de cargas relativo ao Sistema Eléctrico Português (Agosto 2007)

Figura 56 – Diagrama de cargas relativo ao Sistema Eléctrico Português (Setembro 2007)

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 68

A evolução dos valores constituintes do diagrama de cargas, para o Sistema Eléctrico Por-

tuguês, ao longo dos três meses em estudo está representada na Tabela 30.

A observação da figura em questão permite retirar as seguintes conclusões:

� Verifica-se um aumento crescente da energia importada, assente numa maior disponi-

bilidade de capacidade de exportação de energia de Espanha para Portugal;

� Constata-se uma diminuição acentuada nas produções hídricas, albufeira e fio de água,

que se justificam pela pouca pluviosidade característica dos meses em questão, visto

ser a época de Verão;

� Observa-se uma diminuição da energia exportada de Portugal para Espanha;

� A já de si residual utilização de fuelóleo sofre um decréscimo no meses de Agosto e

Setembro;

� A variação ocorrida nas restantes tecnologias não é significativa, continuando o gás

natural, o carvão e a produção em regime especial a apresentarem os maiores contri-

butos para a formação do diagrama de cargas.

Tabela 30 – Evolução dos valores constituintes do diagrama de cargas relativo ao Sistema Eléctrico Português

11. COMPARAÇÃO DA EVOLUÇÃO DO MERCADO AO LONGO DOS TRÊS MESES

Para além das comparações que foram sendo realizadas ao longo do capítulo anterior,

existem outras cuja importância justifica uma análise independente e criteriosa. A primeira das

comparações referidas baseia-se na variação dos preços do mercado diário ao longo dos três

meses em estudo, representada na Figura 57.

Figura 57 – Variação dos preços do mercado diário ao longo dos três meses em Portugal e Espanha

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 69

Uma análise preliminar permite desde logo verificar uma curva de tendência descendente

dos preços. No primeiro mês de funcionamento do Mercado Ibérico de Electricidade totalmente

liberalizado, constatou-se o aparecimento de preços inflacionados face aos restantes meses,

nomeadamente em Portugal, e consequência sobretudo da falta de experiência e sensibilidade

por parte dos agentes relativamente ao funcionamento do mercado num âmbito mais alarga-

do.

Ao longo dos três meses verifica-se também uma constante sobreposição dos preços no

Sistema Eléctrico Português face aos do seu congénere Espanhol. Visto tratar-se de um mer-

cado ibérico onde os agentes elegíveis dos dois países apresentam as suas propostas de com-

pra e venda e do conjunto das quais se obtém o preço marginal, a concorrência superior verifi-

cada entre agentes conduz a um abaixamento de preços. No entanto, a limitação da capacida-

de de transmissão das linhas de interligação entre Portugal e Espanha provoca, por vezes,

situações de congestionamento que levam ao despoletar do mecanismo previsto de resolução

das mesmas, denominado Market Splitting. Este mecanismo baseia-se na separação do mer-

cado em duas zonas distintas, ficando o preço marginal da zona exportadora (Espanha) igual

ao preço da última unidade casada e o preço marginal da zona importadora (Portugal) igual ao

máximo preço casado nas duas zonas.

O Market Splitting guia-nos então à segunda comparação importante a realizar e que con-

siste na variação da diferença de preços entre Portugal e Espanha ao longo dos três meses,

como representado na Figura 58. A presença de um considerável número de horas em que a

separação de mercados é uma realidade justifica então os preços marginais superiores regis-

tados no mercado diário do Sistema Eléctrico Português ao longo do período temporal em aná-

lise.

Figura 58 – Diferença de preços entre Portugal e Espanha ao longo dos três meses devido ao Market Splitting

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 70

Um aspecto curioso a verificar e que despoleta uma análise interessante prende-se com a

variação descendente, tanto dos preços do mercado diário como do Market Splitting, represen-

tadas nas Figuras 59 e 60. Esta análise descendente foi realizada procedendo à ordenação

decrescente dos preços registados, independentemente da hora a que tenham sido obtidos.

Ilações importantes são possíveis de retirar pela análise das figuras em questão:

� A amplitude dos preços marginais horários é bastante elevada, tanto para o Sistema

Eléctrico Português como para o Espanhol;

� Durante um número bastante considerável de horas, o preço no Sistema Eléctrico Por-

tuguês manteve-se praticamente no mesmo patamar;

� Observam-se valores de preços devidos ao Market Splitting bastante elevados relativa-

mente aos preços verificados no mercado diário.

Figura 59 – Variação descendente dos preços do mercado diário ao longo dos três meses

Figura 60 – Variação descendente da diferença de preços entre Portugal e Espanha devido ao Market Splitting ao longo dos

três meses

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 71

12. ESTUDO RELATIVO ÀS MARGENS DOS PRODUTORES TÉRMICOS

No funcionamento de um mercado de electricidade “utópico” de concorrência perfeita, no

qual nenhum agente possua poder de mercado e não possa, consequentemente, manipular os

preços, a curva de oferta é formada pelo agrupamento de todas as ofertas dos produtores, por

ordem crescente de preço. Já a curva da procura é obtida através da agregação por ordem

decrescente de preço de todas as ofertas de procura. A intersecção das curvas de oferta e de

procura fornece o preço de mercado e a quantidade de energia a transaccionar. Este procedi-

mento torna-se de mais fácil compreensão através da análise da Figura 61, onde se percebe

que todos os participantes colocados à direita do ponto de intersecção ficam automaticamente

excluídos de qualquer transacção, visto exigirem preços excessivamente elevados face aos

benefícios que os consumidores entenderiam obter de tais trocas comerciais.

Figura 61 – Determinação do preço de mercado

No mercado de produção de energia cada produtor procura maximizar o seu resultado

operacional, tentando obter uma diferença o mais elevada possível entre a receita ( )R e o cus-

to ( )C . Este custo mencionado corresponde ao somatório dos custos fixos e dos custos variá-

veis em que os produtores incorrem na produção de energia eléctrica. Assim, a maximização

do resultado operacional corresponde a:

( ) ( )[ ]{ }qCCqR vf +−max

O máximo é obtido pela derivação da expressão em ordem à quantidade de energia transac-

cionada ( )q e igualando-a a zero:

( ) ( )[ ]{ } 0=+− qCCqRdq

dvf

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 72

Daqui resulta que:

( )mmarq

v

q

qCdq

dC

dq

dR

mm

=

=

Sendo dq

dR a receita obtida por cada unidade vendida e consequentemente igual ao preço de

mercado, resulta que o produtor deverá oferecer a quantidade de energia que corresponde ao

custo marginal que iguala o preço de mercado. De considerar no entanto que a maximização

do resultado operacional não implica que este seja positivo, o que só acontece se o preço de

mercado for superior ao custo médio de produção.

i. Custo Marginal de Curto Prazo

O custo marginal de curto prazo ( )MWhCmar /€ define-se como a derivada do custo de pro-

dução em ordem à potência gerada, estando por isso apenas dependente dos custos relaciona-

dos com combustível e dos custos variáveis de operação e manutenção, sendo independente

dos custos fixos.

A curva de custo de produção é normalmente constituída por vários patamares de preço,

consoante a fase de funcionamento em que a central se encontre. No entanto, aproximando a

curva de custo de produção a um polinómio de segundo grau e consequentemente consideran-

do o custo marginal como uma função linear da potência gerada, torna-se possível efectuar o

cálculo desse mesmo preço:

omveqmar CqcC +⋅=

onde:

( )

( )( ).MWh/€manutençãoeoperaçãodeiáveisvarcustosC

;MWh/GJcalordeespecíficoconsumoq

;GJ/€calordounitáriocustoc

omv

e

q

−−

Procedeu-se então ao cálculo dos custos marginais incorridos pelas centrais térmicas, dife-

renciando-as consoante o combustível que utilizam. Para o estudo foram consideradas as cen-

trais térmicas alimentadas a gás natural, carvão e fuelóleo.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 73

A parcela devida aos custos variáveis de combustível apresenta como mencionado a

seguinte fórmula:

eqv qcC ⋅=

O custo unitário do calor ( )qc é obtido através da divisão entre o preço do combustível em

causa para cada central e o PCI (Poder Calorífico Inferior) característico de cada matéria-

prima:

( )1000/Pr

PCI

eçocq =

O preço de combustível varia consoante o mercado internacional considerado, que acarre-

ta por si só um determinado PCI que lhe é característico. Neste estudo foram empregues os

índices mais frequentemente utilizados por parte da EDP e cujos dados foi possível encontrar

publicamente:

� Zeebrugge: Índice utilizado para o gás natural, com um PCI característico de

)/(91,37 3NmMJ e com preços para os meses de Julho e Agosto de

( )tMWhe /€72,1414,15 respectivamente. Para Setembro o valor não se encontrava dis-

ponível publicamente, pelo que foi utilizado o valor mais elevado, correspondente ao

mês de Julho;

� API2 (Argus/McCloskey): Índice utilizado para o carvão, com um PCI característico de

)/(6000 Kgkcal e com preços para os meses de Julho e Agosto de ( )tMWhe /€06,922,8

respectivamente. Para o mês de Setembro o valor não se encontrava disponível publi-

camente, pelo que foi utilizado o valor mais elevado, correspondente a Agosto;

� LSFO CIF Med de Platt’s: Índice utilizado para o fuelóleo, com um PCI característico de

)/(9600 Kgkcal e com preços para os meses de Julho e Agosto de

( )tMWhe /€98,2394,24 respectivamente. Para Setembro o valor não se encontrava dis-

ponível publicamente, pelo que foi utilizado o valor mais elevado, correspondente ao

mês de Julho;

Os PCI’s característicos de cada índice foram obtidos através da consulta a documentos

exemplificativos e públicos presentes na página da Internet da platts (www.platts.com). Já

os preços referidos encontram-se acessíveis no “Relatório Mensal MIBEL”, publicado para cada

mês nas páginas da Internet da CNE (www.cne.es) e da ERSE (www.erse.pt).

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 74

Os preços indicados, foram alvo de uma conversão de ( )térmicoMWhMWht/€ para Nm3/€

no caso do gás natural e para t/€ nos casos do carvão e do fuelóleo. O cálculo do custo unitá-

rio do calor para as centrais a carvão e fuelóleo limitou-se então à aplicação da fórmula men-

cionada anteriormente, vindo expresso em GJ/€ . No caso do gás natural, é necessário adicio-

nar uma parcela fixa composta por preços a pagar por parte dos produtores devido a:

� Uso do Terminal de Recepção, Armazenamento e Regaseificação de GNL;

� Uso global do Sistema/Uso da rede de transporte;

� Uso da RNTIAT (Rede Nacional de Transporte, Infra-estruturas de Armazenamento e

Terminais de GNL);

� Uso do Armazenamento Subterrâneo.

Neste estudo não foi considerado o valor relativo ao último item, respeitante ao uso do

armazenamento subterrâneo, visto nos ter sido indicado que o mesmo não se encontra ainda a

ser pago. Os valores utilizados encontram-se presentes na Tabela 31 e foram retirados de um

documento da ERSE denominado “Tarifas e Preços de Gás Natural para o Ano Gás de 2007-

2008”, de Maio de 2007.

Tabela 31 – Termos constituintes da parcela fixa para o gás natural

O consumo específico de calor ( )eq foi considerado constante ao longo de todo o processo

de produção, variando apenas consoante o combustível a utilizar. O seu cálculo foi realizado

recorrendo à seguinte expressão:

,6,3

η=eq

sendo η o rendimento de cada diferente tipo de central. Os rendimentos considerados neste estudo foram de %55 para as centrais a gás natural,

%36 para as centrais a carvão e %37 para as centrais a fuelóleo.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 75

Para o cálculo do custo marginal, aos custos variáveis de combustível é necessário acres-

centar os custos variáveis devidos aos processos de operação e manutenção. Os preços utili-

zados foram valores de referência para cada tipo de central e encontram-se expressos no qua-

dro da Tabela 32.

Tabela 32 – Preços variáveis de operação e manutenção por tipo de central

O cálculo do custo marginal só fica completo através da adição de uma última parcela rela-

tiva aos custos de emissão de 2CO . Este custo não representa ainda um peso elevado na factu-

ra final, mas passará a ter uma preponderância maior nos próximos tempos, devido às Directi-

vas da Comunidade Europeia que passarão a impor limites mais apertados à emissão deste

gás poluente e consequentemente levarão a que o mesmo se pague a um preço elevado.

Os preços do 2CO utilizados foram fornecidos pela UNGE (Unidade de Negócio de Gestão

de Energia) da EDP e os seus coeficientes são variáveis semanalmente, pelo que se apresenta

na Tabela 33 apenas os utilizados para o mês de Julho de 2007.

Tabela 33 – Preços do CO2 referentes a Julho de 2007

Os factores de emissão de cada central, consoante o tipo de tecnologia que utiliza, foram

também obtidos de forma semelhante, estando os seus valores explícitos na Tabela 34.

Tabela 34 – Factores de emissão de CO2 por tipo de central

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 76

As centrais a carvão são naturalmente aquelas que apresentam um factor de emissão mais

elevado, seguidas pelo fuelóleo e com o gás natural a ser, por larga margem, o menos poluen-

te. O preço final devido à emissão de 2CO , expresso em tMWh/€ , resulta então do produto

entre o preço em ton/€ e o factor de emissão em tMWhton / para cada combustível, estando

os valores obtidos representados na Tabela 35.

Tabela 35 – Preço do CO2 por tipo de central em Julho de 2007

O cálculo final dos custos marginais para cada tipo de central fica completamente caracte-

rizado e resultando portanto, como mencionado anteriormente, do somatório dos custos devi-

dos à utilização de combustível, aos processos de operação e manutenção e aos pagos devido

à emissão de 2CO . Os valores exemplificativos destes custos para o mês de Julho estão

expressos na Tabela 36.

Tabela 36 – Custo marginal de curto prazo por tipo de central em Julho de 2007

ii. Custos das Centrais Os custos horários das centrais de produção obtêm-se através do produto entre os custos

marginais representados anteriormente e as produções registadas. As produções registadas no

Mercado Diário para o mês de Julho foram obtidas através da consulta à página da Internet da

OMEL (www.omel.es), e a sua análise permite constatar um predomínio de produção de gás

natural e carvão face ao fuelóleo.

A apresentação de uma tabela com os custos horários relativos à produção de energia era,

de facto, excessivamente exaustiva, pelo que se optou por apresentar apenas os gráficos pre-

sentes nas Figuras 62 a 64, que incluem os custos e produções médias por tipo de central

registadas em cada dia do mês de Julho.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 77

Figura 62 – Custos e produções médias do fuelóleo em Julho de 2007

Figura 63 – Custos e produções médias do carvão em Julho de 2007

Figura 64 – Custos e produções médias do gás natural em Julho de 2007

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 78

iii. Proveitos das Centrais

Os proveitos horários das centrais de produção obtêm-se através do produto entre os pre-

ços marginais horários do mercado diário e as produções registadas. A apresentação de uma

tabela com os proveitos horários relativos à produção de energia seria também ela excessiva-

mente exaustiva, pelo que se optou por apresentar apenas os gráficos presentes nas Figuras

65 a 67, que incluem os proveitos e produções médias por tipo de central registadas em cada

dia do mês de Julho.

Figura 65 – Proveitos e produções médias do fuelóleo em Julho de 2007

Figura 66 – Proveitos e produções médias do carvão em Julho de 2007

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 79

Figura 67 – Proveitos e produções médias do gás natural em Julho de 2007

iv. Margens das Centrais

A obtenção das margens das centrais resulta da diferença entre os proveitos obtidos e os

custos inerentes ao processo de produção de energia. Corresponde a maximizar a área do grá-

fico da Figura 61 compreendida entre a curva de oferta e o preço do mercado diário.

Para o mês de Julho, e em termos médios diários, verificaram-se ganhos mais elevados

por parte das centrais térmicas a carvão, com margens compreendidas entre €20000 e

€40000 , logo seguido das centrais a gás natural, cujo excedente se situou entre €0 e

€27000 sensivelmente. Já as centrais a fuelóleo, apresentam margens médias negativas ao

longo de todo o mês.

No gráfico da Figura 68 observa-se a variação mensal das margens devidas a cada tecno-

logia ao longo de todas as horas do mês de Julho. A curva das margens das centrais a carvão

apresenta uma gama de valores entre um mínimo de €57,2082 , ocorrido dia 2 às 5 horas, e

um máximo de €76,73735 , registado dia 26 às 14 horas. Para as centrais cuja produção é

efectuada através de gás natural, verificou-se a ocorrência de margens ligeiramente inferiores,

havendo mesmo horas em que se apresentaram negativas, tendo variado entre um mínimo de

€03,12950− no dia 2 às 6 horas, e um máximo de €51,59933 no dia 9 às 12 horas. Finalmen-

te, e para as centrais alimentadas a fuelóleo registaram-se margens constantemente negati-

vas, com poucas excepções, como seja a ocorrida dia 13 às 14 horas, que constituiu o máximo

mensal, de valor €61,798 . O seu mínimo fixou-se nos €59,9452− e ocorreu dia 6 às 21 horas.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 80

Figura 68 – Evolução das margens por tecnologia em Julho de 2007

A obtenção de margens positivas por parte das centrais alimentadas a fuelóleo apenas é

conseguida quando se verificam valores de produção elevados a horas em que o preço seja

também ele elevado (horas de ponta). Os custos variáveis reduzidos inerentes à produção a

carvão, permitem a obtenção de margens mais elevadas por parte das centrais que utilizam

este combustível.

A análise referente ao mês de Agosto revelou desde logo uma diferença considerável das

margens obtidas por parte das centrais alimentadas a gás natural. O excedente por parte des-

tas sofreu um decréscimo acentuado, consequência da diminuição da produção (menos ofertas

deste tipo de centrais aceites no mercado diário) e dos preços marginais ocorridos ao longo do

mês de Agosto comparativamente com os de Julho. A variação mensal das margens ao longo

de todas as horas de Agosto, bem como os máximos e mínimos registados observam-se na

Figura 69.

Figura 69 – Evolução das margens por tecnologia em Agosto de 2007

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 81

Relativamente ao último mês em análise (Setembro), denota-se um comportamento simi-

lar ao ocorrido no mês de Agosto, com as margens das diversas tecnologias a fixarem-se em

patamares semelhantes. As centrais a carvão apresentam neste mês margens mais constan-

tes, registando-se uma variação menos acentuada entre os ganhos médios diários obtidos. A

variação mensal das margens ao longo de todas as horas do mês de Setembro, assim como os

máximos e mínimos registados observam-se na Figura 70.

Figura 70 – Evolução das margens por tecnologia em Setembro de 2007

v. Comparação entre as Margens no trimestre em análise

A variação das margens médias diárias obtidas ao longo do trimestre em análise está

intrinsecamente ligada à variação ocorrida tanto nos preços marginais do mercado diário,

como das produções e dos custos registados:

( )CustoeçoProduçãoPrensargMCustooduçãoPreçoProduçãoPrensargM

−⋅=⇔⇔⋅−⋅=

Assim importa começar por analisar a variação dos preços médios diários ocorrida no período

mencionado. Esta variação encontra-se expressa na Figura 71 e permite verificar uma diminui-

ção do preço médio de cerca de %73,6 de Julho para Agosto e de %23,0 deste para Setembro.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 82

Figura 71 – Variação do preço médio diário do mercado diário

O segundo aspecto importante a analisar consiste na percepção da variação da produção

média diária das várias centrais com alimentação diferenciada. Na Figura 72 encontra-se

representada a variação trimestral da produção das centrais a fuelóleo, e onde se consegue

perceber uma drástica diminuição da sua produção de Julho para Agosto, na ordem dos

%82,71 , e um posterior aumento de cerca de %71,13 de Agosto para Setembro. O notório e

acentuado decréscimo verificado entre os dois primeiros meses é consequência de uma queda

no consumo total de electricidade em Portugal. Esta queda no consumo implicou uma menor

quantidade de energia a ser aceite no mercado diário e consequentemente a exclusão de mui-

tas das ofertas com preço mais elevado (provenientes das centrais a fuelóleo).

Figura 72 – Variação da produção média diária do fuelóleo

A produção média diária das centrais a carvão sofreu ligeiras variações ao longo do perío-

do compreendido entre Julho e Setembro, como se pode constatar na Figura 73. O seu menor

custo de produção e a sua importância no preenchimento do diagrama de cargas nacional pos-

sibilitaram a manutenção de quotas de produção estáveis ao longo deste período.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 83

Figura 73 – Variação da produção média diária do carvão

Por último, a variação da produção média diária das centrais a gás natural apresentou, tal

como presente na Figura 74, e seguindo a linha de tendência das centrais a fuelóleo, um

decréscimo na ordem dos %25,20 de Julho para Agosto e um posterior aumento de cerca de

%79,12 deste para Setembro. A explicação para a queda verificada entre os dois primeiros

meses é similar à efectuada para as centrais a fuelóleo, uma vez que uma queda no consumo

está relacionada com uma menor aceitação de energia no mercado diário e consequentemente

por uma menor cassação das ofertas provenientes das centrais com custo marginal mais ele-

vado (nas quais as provenientes de centrais a gás natural se encontram numa posição inter-

média de preço, entre as centrais a fuelóleo e a carvão), considerando que estas apresentam

ofertas baseadas no seu custo marginal.

Figura 74 – Variação da produção média diária do gás natural

Finalmente importa proceder a uma comparação entre os custos marginais de cada tipo de

central obtidos em cada um dos meses em análise. A variação destes custos está representada

na Tabela 37, devendo-se à modificação do preço dos combustíveis no mercado e também à

alteração do preço semanal do 2CO . Assim, o custo marginal registado para as centrais térmi-

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 84

cas a carvão registou um aumento de Julho para Agosto, acompanhando a tendência de subida

do preço do combustível, sucedendo o oposto para as centrais a fuelóleo.

Tabela 37 – Variação dos custos marginais de produção

A conjugação das variações do preço marginal do mercado diário, da produção por tipo de

central e do custo marginal de produção conduzem a margens médias diferentes consoante o

mês em questão. Assim, é possível verificar pela observação da Figura 75 a ocorrência de um

aumento da margem média das centrais a Fuelóleo de aproximadamente %54 entre Julho e

Agosto e de uma diminuição de cerca de %43,11 entre Agosto e Setembro. Constatando que

de Julho para Agosto se verificou uma diminuição da produção das centrais a fuelóleo, do custo

marginal de produção e do preço do mercado diário, explica-se o aumento das margens devido

ao referido menor custo marginal de produção e ao facto de a produção ter ocorrido maiorita-

riamente nas horas de ponta, logo a um preço mais elevado.

Figura 75 – Variação das margens médias diárias das centrais a fuelóleo

No caso das centrais a carvão, a diminuição verificada no preço médio marginal do merca-

do diário, aliada ao aumento do seu custo marginal de produção entre os meses de Julho e

Agosto provocaram uma diminuição da margem média obtida, como se pode constatar através

da observação da Figura 76.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 85

Figura 76 – Variação das margens médias diárias das centrais a carvão

Como ocorrido nas centrais a fuelóleo, também as centrais a gás natural viram a sua pro-

dução diminuída no mês de Agosto. Esta redução da produção, conjugada com a diminuição

dos preços marginais do mercado diário, levaram a uma diminuição de cerca de %88,68 nas

margens médias obtidas, como está representado na Figura 77.

Figura 77 – Variação das margens médias diárias das centrais a gás natural

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 86

vi. Comparação das Margens Unitárias no trimestre em análise

A obtenção das margens unitárias, valor ganho/perdido por cada unidade de energia pro-

duzida ( )MWh/€ , é conseguida através do quociente entre as margens e a produção. Serve

assim como indicativo da rentabilidade associada aos diferentes tipos de centrais térmicas

(Notar que neste estudo não são efectuadas considerações acerca dos CMEC’s – Custos de

Manutenção do Equilíbrio Contratual, que permitem a recuperação de custos que possam não

ter sido recuperados nos mercados).

Na Figura 78 está representada a variação das margens unitárias das centrais a fuelóleo

ao longo do período compreendido entre Julho e Setembro. Constata-se que em média a pro-

dução de MWh1 significou a perda de €48,21 , no mês de Julho, perda essa que tendeu a pio-

rar nos meses seguintes.

Figura 78 – Variação das margens médias unitárias das centrais a fuelóleo

As margens unitárias das centrais a carvão foram as que permitiram obter maior rentabili-

dade, como se comprova no mês de Julho, onde a produção de MWh1 significou um ganho de

€38,23 , não sendo o mesmo tão elevado nos meses subsequentes. O mencionado anterior-

mente comprova-se pela análise da Figura 79.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 87

Figura 79 – Variação das margens médias unitárias das centrais a carvão

As centrais que utilizam gás natural na produção de energia apresentam uma rentabilidade

intermédia relativamente às restantes. Para o mês de Julho os ganhos fixaram-se nos €79,4

por cada MWh produzido, descendo no entanto nos meses de Agosto e Setembro para valores

na ordem de €7,1 , como se observa na Figura 80.

Figura 80 – Variação das margens médias unitárias das centrais a gás natural

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 88

vii. Comparação da Utilização das Centrais Térmicas

Um aspecto interessante na análise do funcionamento das centrais térmicas em Portugal

reside na percepção da utilização a plena carga a que as mesmas estão sujeitas ao longo de

cada mês. No cálculo desta utilização foi considerado o subsistema termoeléctrico português

como sendo constituído pelas centrais representadas na Tabela 38.

Tabela 38 – Subsistema Termoeléctrico Português

Na caracterização da potência líquida por tipo de central foi necessário definir não só a

potência líquida por central mas também qual o combustível que cada central utiliza para a

produção de energia. As centrais do Carregado e do Barreiro possuem a capacidade de funcio-

nar tanto a fuelóleo como a gás natural, no entanto neste estudo considerou-se que funciona-

ram a fuelóleo, visto que tem sido o combustível ultimamente utilizado pelas mesmas.

A obtenção do número de horas de funcionamento a plena carga (utilização) de cada cen-

tral foi conseguida mediante a realização do quociente entre a produção total mensal ( )MWh e

a potência líquida ( )MW de cada tipo de central.

Os resultados obtidos encontram-se representados na Tabela 39, e permitem constatar

uma percentagem de utilização mensal a plena carga da ordem dos %78 para as centrais a

carvão, de aproximadamente %60 para as centrais a gás natural e uma utilização residual na

ordem dos %5,1 para as centrais a fuelóleo.

Tabela 39 – Utilização das centrais em Portugal

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 89

13. CONSTRUÇÃO DAS CURVAS DE OFERTA DAS CENTRAIS PORTUGUESAS

A criação do Mercado Ibérico de Electricidade conduziu à adopção de novas estratégias de

participação nos mercados por parte das centrais térmicas portuguesas, de forma a adequa-

rem as suas ofertas às novas exigências impostas pela implementação do MIBEL.

A formação das curvas de ofertas das centrais condiciona a sua cassação no mercado diá-

rio e consequentemente as margens que posteriormente obtêm. São condicionadas pela capa-

cidade de produção da central em causa, do tipo de combustível utilizado e da estratégia adop-

tada de participação no mercado. Assim, e para o estudo individualizado de cada central térmi-

ca portuguesa, é importante a caracterização do Subsistema Termoeléctrico Português:

� Central Térmica de Sines: Constituída por quatro grupos de MW314 alimentados a car-

vão, possui uma potência líquida total de MW1192 ;

� Central Térmica de Setúbal: Formada por quatro grupos de MW250 cada, possui uma

potência líquida de MW4,946 e utiliza como combustível o fuelóleo;

� Central Térmica do Carregado: Possui seis grupos de MW125 , sendo a potência líquida

total de MW2,710 . A sua alimentação é efectuada tanto a gás natural como a fuelóleo,

tendo sido considerado neste estudo que é alimentada a fuelóleo;

� Central Térmica do Barreiro: Constituída por dois grupos de MW32 , perfazendo uma

potência total líquida de MW56 , utiliza como combustível o fuelóleo ou o gás natural

(considerada no estudo como alimentada a fuelóleo);

� Central Térmica de Tunes III e IV: Formada por dois grupos de MW3,83 , possui uma

potência líquida de MW165 e utiliza como combustível o gasóleo;

� Central Térmica do Pego: Possui dois grupos de MW314 , sendo a potência líquida total

de MW584 e sendo alimentada a carvão;

� Central Térmica TurboGás: Constituída por três grupos de MW330 , perfazendo uma

potência total líquida de MW990 , utiliza como combustível o gás natural;

� Central Térmica do Ribatejo (CRJ): Formada por três grupos de MW392 , possui uma

potência líquida total de MW1176 e utiliza como combustível o gás natural.

O conjunto destas centrais forma o Subsistema Termoeléctrico Português, atingindo a

potência total líquida um valor de MW5820 . Este valor de potência está dividido por MW6,1712

referente às centrais alimentadas a fuelóleo, MW1776 respeitantes às centrais a carvão,

MW2166 devidas às centrais alimentadas a gás natural e MW165 referentes à central de

Tunes III e IV, que é alimentada a gasóleo.

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Análise Numérica dos Resultados do Mercado Português nos meses de Julho, Agosto e Setembro de 2007

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 90

Caracterizado o Subsistema Termoeléctrico Português e findo o período de confidencialida-

de imposto pelo mercado (três meses), foi possível aceder às ofertas realizadas por cada uma

das centrais. O tratamento da informação referente a Julho de 2007 e a analogia com os cus-

tos marginais de produção calculados anteriormente permitiram retirar algumas conclusões

acerca das estratégias adoptadas por cada uma das centrais. De referir que se trata de uma

análise muito exaustiva, pelo que se optou pela construção da curva de oferta típica de apenas

um dos grupos de cada central, visto que para os outros grupos as curvas seriam semelhantes.

i. Central Térmica de Sines

A curva de oferta típica de um grupo da central de Sines está representada na Figura 81.

Através da sua análise verifica-se que a quase totalidade da energia ( )MWh298 foi oferecida a

um preço nulo, com excepção de MWh2 que correspondem à energia disponível para situações

de sobrecarga e cujo preço a que foi oferecido corresponde ao máximo permitido no mercado

diário ( )MWh/€30,180kWh/€c030,18 = .

Figura 81 – Curva de oferta típica de um grupo da central de Sines

A estratégia adoptada no controlo deste grupo passou pela apresentação de ofertas a zero,

de modo a garantir a sua cassação no mercado, o que de facto sucedeu durante o mês de

Julho. Esta actuação não apresenta riscos muito elevados, visto os custos marginais inerentes

às centrais a carvão serem relativamente reduzidos e portanto o preço marginal do mercado

diário garantir a cobertura dos mesmos.

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 91

ii. Central Térmica de Setúbal

As curvas de oferta típicas de um grupo da central de Setúbal, alimentado a fuelóleo,

estão representadas nas Figuras 82 e 83 e variam consoante se tratam de horas de vazio ou

de horas de ponta. Excluindo as ofertas efectuadas a preços próximos de zero e ao preço

máximo permitido no mercado diário, a oferta média ponderada feita por um grupo da central

de Setúbal no mês de Julho apresentou um valor próximo de MWh/€97 . Este valor vem infla-

cionado devido à apresentação de ofertas muito elevadas nas horas de vazio, condicionadas

pelo facto de nesse período o consumo ser menor e portanto a probabilidade de serem aceites

ser reduzida. Assim, e visto que apenas serão aceites em caso de insuficiência de capacidade

de alimentação do consumo por parte das centrais com custos marginais mais reduzidos, apre-

sentam também eles ofertas muito acima do seu custo marginal de forma a que se forem acei-

tes, o preço marginal do mercado diário obtido permita não só compensar os custos de arran-

que como também obter uma margem de ganhos aceitável.

Figura 82 – Curva de oferta típica nas horas de vazio de um grupo da central de Setúbal

A curva de oferta representativa das horas de ponta apresenta dois patamares mais acen-

tuados, com uma quantidade de energia a ser oferecida a um preço próximo de zero e o res-

tante a ser oferecido a um preço ( )MWh/€70≅ que cobre o custo marginal de produção das

centrais a fuelóleo, que se cifra num valor perto dos MWh/€68 . Existe ainda um patamar

menor, correspondente à energia de sobrecarga do grupo, com o preço máximo permitido de

MWh/€30,180 .

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 92

Figura 83 – Curva de oferta típica nas horas de ponta de um grupo da central de Setúbal Seria de supor que o patamar de energia oferecida a um preço próximo de zero fosse

casada no decorrer do funcionamento do mercado diário. No entanto durante o mês de Julho

isso não se verificou pelo que, e embora sem dados que o sustentem, se poderá pensar que as

ofertas terão sido agregadas conjuntamente com as de outra(s) central(is) pelo agente res-

ponsável.

iii. Central Térmica do Carregado

Tal como na central térmica de Setúbal e atendendo a que funcionam utilizando o mesmo

combustível (fuelóleo), a central térmica do Carregado adopta, como presente nas Figuras 84

e 85, curvas de oferta diferenciadas consoante se tratem de horas de vazio ou horas de ponta.

A estratégia seguida é similar à referida anteriormente para a central de Setúbal e segue a

linha de tendência da que vem sendo praticada pelas centrais a fuelóleo, com a pequena

excepção de na central do Barreiro não existir distinção entre horas de vazio e de ponta, sendo

a sua curva de oferta semelhante à das horas de ponta das restantes centrais, devido à redu-

zida potência líquida de que dispõe.

Excluindo as ofertas efectuadas a preços próximos de zero e ao preço máximo permitido

no mercado diário, a oferta média ponderada feita por um grupo da central do Carregado no

mês de Julho apresentou um valor próximo de MWh/€110 .

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Figura 84 – Curva de oferta típica nas horas de vazio de um grupo da central do Carregado

Figura 85 – Curva de oferta típica nas horas de ponta de um grupo da central do Carregado

iv. Central Térmica do Barreiro

Com uma potência líquida reduzida, a central do Barreiro apostou no mês de Julho por

uma estratégia de construção da curva de oferta de preços semelhante para todas as horas do

dia, como representado na Figura 86.

Excluindo as ofertas efectuadas a zero e ao preço máximo permitido no mercado diário, a

oferta média ponderada feita por um grupo da central do Barreiro no mês de Julho apresentou

um valor próximo de MWh/€81 .

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 94

Figura 86 – Curva de oferta típica de um grupo da central do Barreiro

As ofertas com preço nulo provenientes desta central foram casadas no decorrer no fun-

cionamento do mercado diário, ao longo do mês de Julho.

v. Central Térmica de Tunes III e IV

A curva de oferta típica de um grupo da central de Tunes III e IV, alimentado a gasóleo,

está representada na Figura 87. Durante o mês de Julho não foi efectuada distinção entre as

horas de vazio e as horas de ponta, pelo que a curva de oferta apresentou dois patamares

mais acentuados, com preços na ordem dos MWh/€140 e dos MWh/€160 . Existiu ainda um

patamar mais reduzido correspondente à situação de sobrecarga do grupo, com um preço de

MWh/€30,180 .

Excluindo as ofertas efectuadas ao preço máximo permitido no mercado diário, a oferta

média ponderada feita por um grupo da central de Tunes III e IV no mês de Julho apresentou

um valor próximo de MWh/€161 . Apesar de não ter sido realizado o estudo acerca dos custos

marginais de produção das centrais a gasóleo, esta oferta média deverá cobrir os custos refe-

ridos.

Devido ao elevado preço proposto, nenhuma das ofertas horárias dos grupos desta central

foi casada no decurso do funcionamento do mercado diário ao longo do mês de Julho.

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Figura 87 – Curva de oferta típica de um grupo da central de Tunes III e IV

vi. Central Térmica do Pego

A curva de oferta típica de um grupo da central do Pego está representada na Figura 88.

Através da sua análise verifica-se que a totalidade da energia ( )MWh314 foi oferecida a um

preço reduzido, cerca de MWh/€25 , não se verificando ofertas de energia ao preço máximo

permitido no mercado diário ( )MWh/€30,180 .

Figura 88 – Curva de oferta típica de um grupo da central do Pego

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 96

A oferta média ponderada feita por um grupo da central do Pego no mês de Julho apresen-

tou um valor próximo de MWh/€25 . Este valor aproxima-se do valor calculado como sendo o

correspondente aos custos marginais de produção das centrais a carvão.

A estratégia adoptada por este grupo passou pela apresentação de ofertas que garantis-

sem a sua cassação no mercado. Esta actuação não apresenta riscos muito elevados, visto os

custos marginais inerentes às centrais a carvão serem relativamente reduzidos e portanto o

preço marginal do mercado diário garantir a cobertura dos mesmos.

A quase totalidade das ofertas provenientes desta central foram casadas no decorrer do

funcionamento do mercado diário, ao longo do mês de Julho.

vii. Central Térmica TurboGás

A curva de oferta típica de um grupo da central TurboGás, alimentado a gás natural, está

representada na Figura 89. Durante o mês de Julho não foi efectuada distinção entre as horas

de vazio e as horas de ponta, pelo que a curva de oferta apresentou um único patamar, com

um preço na ordem dos MWh/€40 . Existiu ainda um patamar mais reduzido correspondente à

situação de sobrecarga do grupo, com um preço de MWh/€30,180 .

O valor de MWh/€40 proposto para a maioria da energia a oferecer a mercado aproxima-

se do valor calculado como sendo o correspondente ao custo marginal de produção das cen-

trais a gás natural.

As ofertas provenientes das centrais a gás natural marcaram frequentemente, durante o

mês de Julho, o preço marginal do mercado diário, pelo que a cassação das ofertas da central

TurboGás variou no decorrer do mês.

Figura 89 – Curva de oferta típica de um grupo da central TurboGás

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 97

viii. Central Térmica do Ribatejo (CRJ)

A curva de oferta típica de um grupo da central do Ribatejo, alimentado a gás natural, está

representada na Figura 90. Durante o mês de Julho não foi efectuada distinção entre as horas

de vazio e as horas de ponta, tendo a curva de oferta apresentado dois patamares, um com

preços nulos e o outro com preços na ordem dos MWh/€40 . Existiu também um patamar mais

reduzido correspondente à situação de sobrecarga do grupo, com um preço de MWh/€30,180 .

A estratégia adoptada no controlo deste grupo passou pela apresentação de uma quanti-

dade considerável de energia com preço de venda a zero, de modo a garantir a sua cassação

no mercado. O valor de MWh/€40 proposto para a restante energia a oferecer a mercado

aproxima-se do valor calculado como sendo o correspondente ao custo marginal de produção

das centrais a gás natural.

As ofertas provenientes das centrais a gás natural marcaram frequentemente, durante o

mês de Julho, o preço marginal do mercado diário, pelo que a cassação das ofertas da central

do Ribatejo variou no decorrer do mês, com excepção das ofertas a zero que foram sempre

aceites.

Figura 90 – Curva de oferta típica de um grupo da central do Ribatejo (CRJ)

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 98

ix. Resumo dos Preços Médios Ponderados por Central

Excluindo as ofertas efectuadas a preços próximos de zero e ao preço máximo permitido

no mercado diário, as ofertas médias ponderadas ( )kWh/€c feitas pelos diferentes grupos das

centrais em estudo encontram-se representadas na Tabela 40.

Tabela 40 – Resumo dos preços médios ponderados (c€/kWh) por central

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 99

14. CONCLUSÕES

A implementação do Mercado Ibérico de Electricidade provocou uma reestruturação de

fundo no funcionamento do Sistema Eléctrico Português. Às empresas de grande dimensão a

operar no mercado português, foi-lhes possibilitada a entrada num mercado substancialmente

mais amplo e com uma experiência comprovada de funcionamento. Por sua vez, para o mer-

cado eléctrico em Espanha, a criação do MIBEL resultou numa ampliação do seu potencial.

A criação de condições para o processo de implementação da abertura total do mercado

eléctrico em Portugal levou a que fosse necessária uma regulação dos monopólios das redes

de transporte e distribuição, de forma a criar condições de acesso às mesmas em situação de

igualdade. Tornou-se também necessário o desmantelamento da maioria dos CAE’s (Contratos

de Aquisição de Energia), uma vez que configuravam uma reserva de mercado e uma barreira

à entrada de novos produtores, devido aos relacionamentos de longo prazo que acarretavam.

Os custos em que se incorre para pagar aos produtores vinculados a denúncia dos CAE’s

denominam-se CMEC’s (Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual).

A data de 1 de Julho de 2007 marcou o fim do calendário faseado de abertura do mercado,

tendo permitido a todos os clientes, incluindo os clientes domésticos, a escolha livre do seu

fornecedor de electricidade.

O aparecimento do mercado interno de electricidade e a sua liberalização acarretam um

esperado aumento da concorrência, devendo resultar numa diminuição ao nível dos preços. De

facto, no período analisado, verificou-se em Portugal a ocorrência de uma curva de tendência

descendente dos preços do mercado diário, que representa a parcela mais importante na cons-

tituição do preço horário final.

O estabelecimento de um mercado conjunto entre Portugal e Espanha e a possibilidade de

se efectuarem trocas de energia através dos pontos de interligação entre os dois países consti-

tuintes do MIBEL, deveriam levar ao estabelecimento de apenas um preço marginal do merca-

do diário. O estudo efectuado permitiu detectar a existência de preços distintos entre Portugal

e Espanha numa percentagem bastante significativa do período analisado, com prejuízo evi-

dente para Portugal, devido a ser o país maioritariamente importador, e fruto da capacidade

limitada dos pontos de interligação citados. Concluiu-se portanto que a diminuição dos preços

no Sistema Eléctrico Português tem vindo a ser travada pela capacidade limitada da interliga-

ção, que obriga ao despoletar frequente do mecanismo de Market Splitting previsto para a

resolução de situações de congestionamento.

No seguimento da análise do mercado diário detectaram-se diferenças importantes na

constituição da curva de ofertas de venda do Sistema Eléctrico Português e Espanhol. Findo o

período de confidencialidade (três meses), imposto pelo mercado, de acesso às ofertas realiza-

das por parte dos diversos agentes e após uma análise das mesmas, foi possível concluir que o

aparecimento de uma quantidade bastante mais significativa de ofertas de venda a zero em

Espanha do que em Portugal, se deve não só à diferença de envergadura dos mercados em

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 100

questão e às ofertas provenientes das centrais nucleares (apenas existentes em Espanha),

mas também à existência de uma diferença na legislação dos dois países que permite que os

produtores em regime especial possam, em Espanha, optar por apresentar as suas ofertas a

mercado ao invés de receberem uma “remuneração fixa”, como acontece em Portugal.

Uma das parcelas constituintes do Preço Horário Final é devida ao mercado intradiário. Ao

longo da análise do trimestre em estudo foi possível compreender que, em Portugal, este mer-

cado de ajustes não se encontra ainda totalmente aproveitado, não estando ainda os agentes

intervenientes bem cientes das suas vantagens e da melhor forma de participação no mesmo.

Trata-se de uma conclusão sustentada não só pelo facto de, em Portugal, apenas duas das seis

sessões que o constituem terem efectiva participação por parte dos agentes, mas também pela

discrepância de preços observada em relação ao mercado diário, situação que em Espanha já

não ocorre.

Após a realização do processo de solução de restrições técnicas do mercado intradiário é

possível obter o Programa Horário Final (PHF). No âmbito do MIBEL, quatro grupos empresa-

riais, nomeadamente a Iberdrola, a Endesa, a Unión Fenosa e a EDP, dominaram incontesta-

velmente as quotas de mercado desse programa, ao longo do período temporal analisado. A

liderança nas quotas de mercado de unidades de produção no PHF esteve a cargo da Endesa

Generación, que conseguiu estabilizar a sua percentagem de mercado na ordem dos %23 .

Relativamente às quotas de mercado de unidades de aquisição, o domínio pertenceu à Iber-

drola Distribución, com cerca de %24 do total de energia transaccionada.

O Preço Horário Final é função dos preços obtidos tanto nos mercados diário e intradiário,

como dos processos de operação técnica do sistema e da aplicação do coeficiente de garantia

de potência. No estudo realizado verificou-se que o mercado diário assumiu uma preponderân-

cia vital na formação deste preço, como se comprovou com a percentagem de cerca de %87

alcançada pelo mesmo no mercado espanhol. Apesar de não existirem dados públicos que per-

mitissem efectuar um estudo semelhante para o mercado português, é possível supor que os

valores percentuais devidos a cada mercado não iriam diferir muito do ocorrido em Espanha.

As margens das centrais resultam da diferença entre os proveitos obtidos e os custos ine-

rentes ao processo de produção de energia. Ao longo do período em análise, os proveitos das

centrais variaram consoante a quantidade de energia que lograram casar no mercado diário e

com o preço marginal correspondente. Já os custos, além de terem uma parcela variável devi-

da à produção casada por central, contêm também uma outra componente que reflecte os cus-

tos marginais. Os custos marginais evoluíram ao longo do trimestre considerado, associados à

variação do custo do combustível e do 2CO , e apesar de distintos para cada mês considerado,

revelaram sempre que as centrais alimentadas a fuelóleo apresentam custos mais elevados

face às de gás natural, que se encontram numa posição intermédia, e às de carvão cujo custo

é mais reduzido. Assim, a conjugação das variações do preço marginal do mercado diário, da

produção por tipo de central e do custo marginal de produção originaram margens para as

centrais a fuelóleo com uma evolução em patamares predominantemente negativos, enquanto

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 101

que as relativas às centrais a carvão e gás natural apresentaram excedentes consideráveis,

com as primeiras a atingirem maiores ganhos.

As centrais termoeléctricas apresentam um papel importante na satisfação do consumo de

energia eléctrica em Portugal. A comprová-lo esteve o facto de nos meses de Julho, Agosto e

Setembro a utilização a plena carga das centrais a carvão se ter fixado na ordem dos %78 ,

enquanto as centrais a gás natural apresentaram uma utilização de cerca de %60 e as cen-

trais a fuelóleo uma utilização residual a rondar os %5,1 .

Condicionadas pela capacidade de produção que apresentam, pelo tipo de combustível

utilizado e pela estratégia de participação no mercado adoptada, as centrais promovem a for-

mação de diversas curvas de oferta. As centrais alimentadas a fuelóleo, nomeadamente as de

Setúbal, Carregado e Barreiro, apresentaram curvas de oferta semelhantes, diferenciando

entre horas de vazio e horas de ponta, com excepção da central do Barreiro, que apresentou

uma única curva de oferta, similar à curva de oferta relativa às horas de ponta das restantes

centrais. Em relação às centrais alimentadas a carvão, concretamente as de Sines e do Pego,

optaram por oferecer a energia a um preço reduzido (os seus custos marginais assim o permi-

tem), de modo a garantir a sua cassação no Mercado Diário. Finalmente, as centrais a gás

natural, TurboGás e Ribatejo (CRJ), não alinharam exactamente pela mesma directriz, tendo a

TurboGás oferecido a quase totalidade da sua energia a um preço próximo do seu custo mar-

ginal, enquanto que a central do Ribatejo optou por oferecer cerca de metade da sua capaci-

dade de produção a um preço nulo e a restante a um preço a rondar o seu custo marginal.

Concretizando tudo o que foi escrito, pode-se afirmar que a base para o desenvolvimento

do mercado eléctrico se encontra lançada. O gradualismo na abertura do mercado, alargando a

experiência da liberalização aos consumidores domésticos com uma situação já consolidada

nos clientes industriais, beneficiou a inserção de Portugal no Mercado Ibérico de Electricidade.

Apesar de a abertura total do mercado ter sucedido num período adverso para o mercado libe-

ralizado, com a subida dos preços da energia primária a dificultar os argumentos de oferta dos

fornecedores em regime de mercado, o balanço do ocorrido até ao momento considera-se

positivo. No entanto, a crescente importância das energias renováveis e a legislação introduzi-

da recentemente, que passará a penalizar fortemente a emissão de 2CO , acarretarão mudan-

ças significativas às quais os agentes terão que se adaptar, pelo que o mercado continua em

constante evolução…

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Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso (PSTFC) 102

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