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O negócio da eletricidade em Portugal  
 

Seguindo a tendência europeia, os mercados da eletricidade em Portugal e em Espanha foram liberalizados

O negócio da eletricidade em Portugal caraterizou-se, até há alguns anos, por ter um operador único, que produzia e vendia a energia elétrica  no mercado regulado existente a uma tarifa determinada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). A tarifa remunerava as diferentes atividades da cadeia de valor, da produção de eletricidade ao consumidor final, bem como continha os acertos dos desvios previsionais de anos anteriores e os custos de interesse económico geral (medidas de eficiência energética e energias renováveis).


Seguindo as recomendações da Diretiva 2003/54/CE do Parlamento Europeu, o governo português estabeleceu em 2005 objetivos para o setor da energia em Portugal através da Resolução do Conselho de Ministros nº 169/2005. Os objetivos incluíam a diversificação das fontes de energia primária, uma maior preocupação ambiental e a promoção da competitividade.


Em 2006, o Decreto-Lei nº 29/2006 concretizou em termos regulamentares as orientações estratégicas da Diretiva 2003/54/CE e da Resolução nº 169/2005. Nesse ano a Diretiva 2006/32/CE estabeleceu as linhas orientadoras para a concretização de um uso mais racional da energia e dos serviços energéticos, com vista ao aumento da eficiência energética na União Europeia.


Em 2006, o Decreto-Lei nº 172/2006 instituiu os procedimentos do licenciamento para a produção em regime ordinário, as concessões da Rede Nacional de Transporte e as redes de distribuição e comercialização de eletricidade.
Para além de concretizar o que estava previsto no Decreto-Lei nº 29/2006, as propostas estão em consonância com a intenção de liberalização do setor, resultante da Diretiva 2003/54/CE que estabelece regras comuns para o mercado interno de eletricidade, e com o funcionamento do mercado ibérico de eletricidade, na sequência do acordo celebrado entre Portugal e Espanha a 1 de outubro de 2004.

 

Foi neste contexto que surgiu a necessidade de formar um mercado liberalizado em Portugal, à semelhança do que estava a ocorrer na Europa e ao mesmo tempo do que o processo de liberalização espanhol. A criação do Mercado Português de Eletricidade surgiu agregada à criação do Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL).

Criação do MIBEL

O MIBEL existe como mercado ibérico com uma plataforma comum ao dispor dos operadores portugueses e espanhóis desde 1 de julho de 2007.


Para haver um período de adaptação ao novo modelo de mercado com vista ao objetivo final da criação do OMI (Operador de Mercado Ibérico), foram previstos dois operadores responsáveis pela gestão dos mercados organizados, :

 

  • OMEL, polo espanhol, responsável pela gestão do mercado spot (diário e intra-diário);
  • OMIP, polo português, responsável pela gestão do mercado a prazo.


O início do mercado à vista do MIBEL ocorreu a 1 de janeiro de 1998 apenas para o mercado espanhol, iniciando-se o mercado de derivados a 3 de julho de 2006.

 

Evolução da abertura do mercado português de eletricidade

Dos CAE aos CMEC

Antes da liberalização do mercado, existia em Portugal um sistema de aquisição de energia baseado nos contratos de aquisição de energia (CAE).

 

Com os CAE, os produtores recebiam, por um lado, um pagamento por disponibilidade, que incluía os custos fixos de operação e manutenção, as amortizações e a remuneração do capital investido a uma determinada taxa e, por outro, o custo variável que tinham com a produção de energia.


Esta remuneração anual era atualizada pela inflação e ajustada pelos desvios verificados na disponibilidade da central face à disponibilidade contratada. Não dependia da quantidade de energia elétrica produzida por cada instalação.
O fim dos CAE variava de acordo com a central, indo de 2007 para a central de Tunes a 2027 para a barragem de Frades.


Com o compromisso dos governos português e espanhol de promover o MIBEL através da criação de condições para a sua liquidez, a existência de um sistema de aquisição de energia no qual 58% da procura seria satisfeita através de centrais com CAE não era sustentável. Se a 58% se juntar cerca de 20% de produção proveniente das PRE, constata-se a dificuldade que seria formar um mercado ibérico que, para Portugal, iria satisfazer pouco mais de 20% das necessidades de consumo.

 

Surgiu a proposta de criação dos custos de manutenção do equilíbrio contratual (CMEC) para substituir os CAE.

Os CMEC têm como vantagens a manutenção do VAL com os CAE em mercado, com os pressupostos a serem revistos anualmente de 2007 a 2017, uma vez que estão contratualizadas as condições para manter o VAL com reduzido risco, fornecer liquidez ao mercado, ter o aval da Comissão Europeia e permitir uma redução das tarifas de eletricidade.


A diferença entre o VAL contratualizado com os CAE e o VAL dos cash flows futuros em mercado, de acordo com o que foi negociado entre os detentores dos CAE e o estado, constituem a base dos CMEC. Uma vez que durante os primeiros 10 anos os CMEC assumiam a revisão anual dos pressupostos, os produtores tinham garantias de remuneração contratualizada durante este período.


Após 2017, não haverá mais revisões, mantendo-se a renda constante até ao final dos CMEC, em 2027.

Apesar do aparecimento do MIBEL, o mercado regulado não deixou de existir em Portugal nem em Espanha

O mercado regulado em Portugal assenta no princípio de que as diferentes atividades do setor estão incorporadas na tarifa: a produção de eletricidade, o transporte em muito alta tensão, a distribuição em alta, média e baixa tensões e a comercialização.

 

Em Portugal a liberalização ocorreu na produção e na comercialização, isto é, qualquer uma destas atividades pode ser exercida de forma livre mediante uma licença. As atividades de transporte e de distribuição mantiveram-se reguladas.

O transporte de energia elétrica é gerido pela REN (Redes Energéticas Nacionais), enquanto que a atividade de distribuição é realizada pela EDP Distribuição, empresa do grupo EDP.

Existem várias formas dos comercializadores adquirirem energia elétrica: 

  • Através do mercado spot (OMEL);
  • Através de contratação a prazo (OMIP ou leilões);
  • Através de contratos bilaterais.


A cadeia de valor do setor da eletricidade em Portugal pode ser resumida do seguinte modo:

 

Cadeia de valor do setor da eletricidade

Paralelamente, existe a gestão técnica do sistema, que é efetuada pela REN, de modo a garantir a fiabilidade do sistema.

 

A tarifa

Uma vez que apenas a produção e a comercialização de energia elétrica foram liberalizadas, a tarifa de venda a clientes finais em Portugal divide-se em três partes:

  • Tarifa de acesso;
  • Tarifa de energia;
  • Tarifa de comercialização;


A tarifa de acesso inclui as atividades reguladas pagas por todos os consumidores finais de eletricidade em Portugal, quer no mercado regulado, quer no mercado liberalizado. Nesta tarifa estão incluídas as atividades do setor da eletricidade que não foram liberalizadas e acertos provenientes de saldos negativos de anos anteriores ou alterações estruturais, a saber:

  • Tarifa de uso da rede de transporte;
  • Tarifa de venda da entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT);
  • Tarifa de uso da rede de distribuição;
  • Tarifa de uso global do sistema (UGS);


A tarifa de acesso viabiliza a concorrência: todos os comercializadores têm livre acesso e em iguais condições às redes de transporte e distribuição de eletricidade mediante uma licença de comercialização.


Na tarifa dos clientes que optem por permanecer no mercado regulado reflete-se a tarifa de energia e a tarifa de comercialização. Para os clientes do mercado liberalizado, o custo de energia é acordado com o comercializador. A margem de comercialização é decidida pelo comercializador.

A tarifa de uso global do sistema é a componente da tarifa de venda a clientes finais que inclui os acertos do custo de energia resultantes do sobrecusto com a energia adquirida aos Produtores em Regime Especial (PRE).

Défice tarifário e desvios

Cada componente da tarifa deve refletir os custos com a atividade que pretende remunerar. Em mercado, o preço final da componente de energia resulta do encontro entre a oferta e a procura, logo, o valor da energia deve refletir os custos marginais de produção da energia elétrica. No entanto, o valor da tarifa de energia não reflete os custos de produção por motivos externos ao mercado.

 

Dois fatores contribuem para o desacerto entre o valor expresso na tarifa regulada e o preço ao cliente do mercado liberalizado:

  • Défice tarifário;
  • Desvios.

O conceito de défice tarifário consiste no pressuposto do regulador de que o valor que irá propor para a tarifa de energia (componente da tarifa de venda a clientes finais que expressa o custo com a aquisição de energia) não é suficiente para cobrir os custos de produção. Não é possível refletir esse valor na tarifa para o ano em causa. É então criado um défice que, conforme está regulamentado, será diluído na tarifa nos cinco anos seguintes. Os défices de 2006 e 2007 foram diluídos no tempo de modo a serem pagos em 10 anos, por legislação.


O desvio é registado quando, no final do ano, o regulador verifica que a componente prevista da tarifa de energia não foi suficiente para refletir os custos do mercado ou deu origem a um saldo, uma vez que previu o preço da eletricidade em alta. O sobrecusto, ou o subcusto, é diluído ou descontado na tarifa nos dois anos seguintes.


O défice e o desvio com saldo negativo são distintos, na medida em que o primeiro é calculado a priori enquanto que o segundo é verificado a posteriori. Ambos constituem um sobrecusto com a aquisição de energia que os consumidores terão que pagar no futuro. O desvio com saldo positivo é, à semelhança do desvio com saldo negativo, verificado a posteriori, implicando um desconto nos anos seguintes para realizar o acerto.

 

Produção em regime especial

A produção em regime especial traduz um tipo de produção elétrica que é vantajosa em termos ambientais e, em certos casos, mais eficiente. O estatuto de PRE está em consonância com os objetivos traçados em 2005 para diversificar as fontes de energia primária.

 

As PRE são as fontes de produção elétrica reconhecidas como renováveis juntamente com a cogeração:

  • Energia eólica;
  • Mini-hídricas (aproveitamento hidroelétrico com potência instalada não superior a 30 MW);
  • Solar;
  • Biomassa
  • Biocombustíveis;

A cogeração é um processo de produção de energia elétrica que utiliza o gás natural como combustível e do qual resulta calor (vapor de água ou água quente) que é aproveitado pela indústria a que as centrais de cogeração estão geralmente agregadas. Graças a este aproveitamento do calor, a eficiência do processo de cogeração ronda os 80%.


Estas tecnologias são favorecidas através de duas formas:

  • São as primeiras a serem utilizadas, ou seja, têm prioridade na entrada em operação. A sua produção entra em operação antes de qualquer outra tecnologia como as centrais a carvão, a gás (Ciclo Combinado), a fuel, ou do que as grandes hídricas. A eletricidade produzida pelas cogerações tem acesso prioritário à rede;
  • São remuneradas através de uma tarifa própria, superior à tarifa regulada, e que traduz os benefícios para o país decorrentes do fato de serem tecnologias menos poluentes e mais eficientes.

A energia produzida através das PRE é remunerada acima dos custos marginais de produção. A PRE não entra no mercado para a formação do preço diário.

 

No entanto, o fato de o Comercializador de Último Recurso (CUR) ter de comprar toda a produção proveniente do regime especial, como estipulado no artigo 49º do Decreto-Lei nº 29/2006, faz com que tenha necessidade de adquirir uma menor quantidade de energia elétrica no mercado. Como tal, a curva da oferta do mercado é deslocada de modo que o encontro entre a oferta e a procura acontece num ponto mais baixo da curva da procura, originando um valor mais baixo da energia saído do mercado diário.


 

O sobrecusto com as PRE, que é incluído na tarifa de acesso, é a diferença entre o valor pago pela energia produzida através da Produção em Regime Especial e o preço resultante do encontro entre oferta e procura no mercado diário.

O mercado à vista teve início em 1998 e o mercado a prazo em julho de 2006

O preço final da eletricidade para cada hora do dia resulta do encontro entre a oferta e a procura. Num dia não existe um preço para o ativo, mas sim 24 preços, um para cada hora do dia. Existem 24 curvas da oferta e da procura. As ordens de venda são colocadas pelas empresas produtoras, enquanto que as ordens de compra são colocadas pelas distribuidoras e pelas comercializadoras.


O mercado ibérico de eletricidade tem algumas particularidades em relação ao mercado de capitais, quer quanto ao ativo subjacente, quer quanto à formação do preço da eletricidade:

  • O contract size corresponde a um MWh de eletricidade para uma hora do dia seguinte. Em cada dia existem 24 preços resultantes da sessão do Mercado Diário;
  • Todas as ofertas são realizadas até às 10h00 (hora espanhola) do dia anterior na chamada negociação do mercado diário (09h00 na hora portuguesa). Os valores horários são publicados às 11h00 do dia. Chama-se baseload à média aritmética do preço horário para cada MWh resultante do mercado diário;
  •  Posteriormente, existem seis sessões de ajustes para adequar a oferta à procura no Mercado Intradiário.
  • Os comercializadores e distribuidores colocam as ordens de compra de eletricidade, enquanto que os produtores colocam as ordens de venda em mercado. Cada ordem é constituída por um par quantidade-preço. Para cada hora, o preço de mercado resulta do encontro entre as curvas da oferta e da procura. Toda a eletricidade casada no mercado diário nessa hora será transacionada ao preço casado;
  • As ordens de compra e de venda em Portugal e Espanha começam por ser colocadas numa plataforma comum a ambos os países. Enquanto existir capacidade para transferir MWh de eletricidade entre os países em ambos os sentidos, os preços de Portugal e de Espanha constituem um só;
  • Assim que a capacidade de interligação fica saturada no sentido Portugal-Espanha ou no sentido Espanha-Portugal, ocorre o market split (separação de mercados) e as ofertas dos vendedores e compradores de cada país são limitadas pelas fronteiras;
  • Para além do mercado, existem contratos bilaterais acordados entre os produtores e os comercializadores, cuja energia não passa pelo mercado. No entanto, a entidade gestora do mercado tem de ser informada das caraterísticas das transações: as quantidades transacionadas, o preço por MWh, a periodicidade, etc. 

    Tecnologias e custos

Ordem de mérito

O preço da energia final de mercado resulta do encontro entre a oferta e a procura dos produtores e comercializadores, as duas atividades da cadeia que foram liberalizadas.


À parte das PREs, as restantes formas de produção entram na rede através da ordem de mérito, que é a ordenação crescente das diferentes tecnologias por custo marginal de produção. A tecnologia mais cara que consegue casar a sua oferta de venda em mercado para cada hora é a que marca o preço de mercado, isto é, é o que define o preço horário a que as outras tecnologias com custo marginal de produção mais baixo vão vender a energia.

 

A cada hora do dia, entram na rede pela seguinte ordem, começando pelos PRE, :

 

 

O carvão e o ciclo combinado (gás) têm alternado de posição na curva de mérito devido não só à volatilidade nos mercados internacionais do preço das matérias-primas, que se reflete nos custos marginais, como também aos custos com as licenças de CO2. Para além das PREs, existem outras distorções à entrada em rede por ordem de mérito pura, nomeadamente:

  • As restrições técnicas de cada tipo de central. As centrais não podem ser ligadas ou desligadas numa base horária e estão limitadas a um determinado número de arranques por semana/mês ou ano. Uma tecnologia pode estar a injetar energia na rede cujo custo marginal é superior a outra que esteja parada mas não é possível desligar a primeira e ligar a segunda.
  • O custo marginal de produção de energia em barragens é muito baixo. Uma albufeira constitui a única forma viável de armazenar energia elétrica em larga escala. Por isso, tem um valor adicional nos períodos em que há picos de consumo e é preciso injetar rapidamente eletricidade na rede. Uma vez que as restrições técnicas de um aproveitamento hidroelétrico não são tão apertadas quanto as de outras tecnologias, a flexibilidade para entrar e sair da rede é elevada.

Isto aplica-se a aproveitamentos hidroelétricos com capacidade de regularização, isto é, aproveitamentos que possuam albufeiras capazes de armazenar água suficiente que permita “fazer arbitragem” (turbinar nas horas em que a eletricidade será mais cara).


Uma barragem que não possua capacidade de regularização tem de turbinar a afluência à medida que ela chega, uma vez que tem um baixo controlo nas horas em turbina. Estes aproveitamentos têm uma exploração a fio-de-água. Por isso, entram em operação antes das outras tecnologias, que são mais caras mas cuja entrada em operação é controlável.

 

Uma barragem tem várias vantagens:

  • Capacidade de armazenamento de energia, o que permite a satisfação da procura nos picos de consumo, aproveitando a capacidade de regularização;
  • Flexibilidade de entrada e de saída de operação;
  • Baixo custo marginal de produção;
  • Possibilidade de articulação com a tecnologia eólica no caso dos aproveitamentos hidroelétricos com reversibilidade (turbinagem e bombagem). 

 

Produção eólica e ciclo de bombagem e turbinagem

A produção eólica que ocorre durante a noite é aproveitada. Uma vez que não é possível armazenar a eletricidade, é injetada na rede num período em que o consumo é menor. O valor desta energia é inferior.

 

Uma barragem com reversibilidade, ou capacidade de bombagem, permite turbinar água e bombear a água que foi turbinada para a albufeira. Para bombear a água, recorre-se à energia eólica.

 

Deste modo, aumenta a importância dos aproveitamentos hidroelétricos: satisfazem o consumo de energia das turbinas eólicas, evitando o desperdício energético do vento, e consomem a energia no período em que a energia é mais barata através da bombagem para poderem turbinar a água nos picos de consumo em que é mais cara. Um aproveitamento hidroelétrico não funciona apenas nos períodos de pico. O aproveitamento hidroelétrico pode ser utilizado quando outros tipos de tecnologias não estão indisponíveis.

 

A energia nuclear e o prémio PT-SP

Parte da energia elétrica produzida em Espanha provém de centrais nucleares, que têm um baixo custo marginal de produção. Considerando que a entrada das tecnologias em operação é ordenada por custo marginal, a energia nuclear entra na base. A energia nuclear, que tem uma capacidade de interligação limitada, explica a diferença de preço por MWh entre Portugal e Espanha.


O market split ocorre geralmente em desfavor do consumidor português, uma vez que o preço por MWh que resulta do encontro entre a oferta e a procura em Espanha no mercado diário é inferior ao preço final em Portugal. Forma-se um prémio Portugal – Espanha, ou seja, a diferença entre o preço horário em Espanha e em Portugal, que tem sido superior em Portugal.


A capacidade de interligação no sentido Espanha - Portugal é diminuta, estando limitada a 1500 MW por hora. Portugal é um importador de eletricidade, uma vez que é mais barata em Espanha.


O fato de o prémio ser superior nas horas de vazio quando o peso da produção através das centrais nucleares é maior mostra que a energia nuclear é um dos responsáveis pela existência de um prémio PT-SP.



Atualizado em: 15 Mar 2017

Ação Galp Energia

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