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Coordenação dos Investimentos no Transporte e
Produção de Electricidade: Estudo da Interligação
Portugal-Espanha-França
João Gustavo da Cunha Feio
Dissertação para a Obtenção de Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Orientador: Prof. Doutor João José Esteves Santana
Júri
Presidente: Prof. Doutor Rui Manuel Gameiro de Castro
Orientador: Prof. Doutor João José Esteves Santana
Vogal: Prof. Doutor Antero Miguel Lopes Moreira da Silva
Março de 2015
ii
iii
Agradecimentos
Este trabalho marca o fim de uma etapa importante na minha vida, a qual não poderia ter percorrido
sozinho, pelo que quero agradecer a todos aqueles que nela foram importantes.
Em primeiro lugar, agradeço ao Professor Doutor João Santana que, enquanto docente, me motivou
e transmitiu o gosto pela área, com o seu conhecimento, experiência e capacidade de ensino; e que,
enquanto orientador, a sua dedicação, disponibilidade, apoio, ajuda e paciência foram fundamentais
para o desenvolvimento e conclusão desta dissertação.
Em segundo lugar, um agradecimento aos Professores Doutores Hung-Po Chao e Robert Butler
Wilson – professores da Stanford University e autores do artigo em que este trabalho se baseia – com
quem tive o privilégio de contactar e cujo auxílio prestado, esclarecimentos e a rápida disponibilização
de materiais, foram fundamentais para o desenvolvimento do estudo aqui descrito.
Agradeço ao colega Engenheiro Ruben Couto Costa que também teve um papel fundamental para a
o desenvolvimento deste trabalho, nomeadamente na implementação do modelo de análise utilizado,
bem como na disponibilização dos materiais por ele utilizados na realização da sua dissertação de
mestrado.
Um profundo agradecimento aos meus pais – as mais importantes figuras da minha vida – pela
oportunidade que me deram em prosseguir os estudos superiores, pelas condições favoráveis que
sempre me proporcionaram, pelas palavras de apoio e incentivo nos momentos mais difíceis…por
tudo!
Ao meu irmão, pela amizade, companheirismo, apoio, optimismo e estímulo que sempre me deu e
que foram fundamentais para chegar até aqui. Agradeço-lhe, também, a ajuda na revisão deste
trabalho e o auxílio prestado na implementação do modelo matemático.
Aos meus amigos e colegas, por me terem acompanhado durante o meu percurso, pela paciência e
amizade e que foram decisivos para o meu sucesso académico e pessoal. Um especial
agradecimento à Inês do Ó, à Lígia Fernandes, ao Pedro Lima e ao Rui Neto, por terem sido os
amigos, além de colegas de curso.
Finalmente, agradeço a todos aqueles que não referi e que, directa ou indirectamente, acreditaram
em mim e me apoiaram nesta caminhada.
iv
v
Abstract
With the liberalization of the electricity industry, notorious organizational changes were introduced as
well as new challenges within the sector. Vertically integrated companies, characteristics of the
traditional sector, were dismantled and competition was introduced in the generation sector. In a
deregulated electrical industry, the transmission has a key role in the proper functioning of the energy
market.
An efficient transmission capacity must ensure the fair access to the energy for all the stakeholders,
mitigating the market power of producers and increasing competition in the electricity generation, as
well as ensuring the integration of the increasingly decentralized production.
Due to the role of the transmission sector in this restructured industry, planning and expanding the
electricity network is a complex and extremely important process. Investments in transmission shall
enable and encourage an efficient system expansion. Consequently, an impact distribution analysis of
a transmission investment is a key tool for a proper planning.
This work consists in a theoretical study of the electricity transmission sector in a restructured industry,
particularly with regard to the interconnection between Portugal, Spain and France. For this purpose, a
previously established analytical model is applied, due to a three nodes and two transmission lines
network. The aim of this study is to identify which parties are benefited and which are harmed in a
transmission investment between the three countries in this network. Optimal results will be presented
and, hence, conclusions will be drawn, allowing to achieve the objectives of this study.
Keywords: Electrical Transmission, Transmission Investments, Cost-Benefit Analysis,
Transmission Network Planning
vi
vii
Resumo
Com a liberalização da indústria eléctrica introduziram-se alterações notórias a nível organizacional,
bem como novos desafios dentro do sector. As empresas verticalmente integradas, características do
sector tradicional, foram desmanteladas e a concorrência foi introduzida no sector da produção.
Numa indústria eléctrica desregulada, a transmissão, que continua regulada, desempenha um papel
fundamental no bom funcionamento do mercado de energia.
Uma capacidade de transporte eficiente deve garantir o livre e justo acesso à energia a todos os
intervenientes, mitigando o poder de mercado dos produtores e aumentando a concorrência a nível
da produção eléctrica, bem como garantir a integração da crescente produção descentralizada.
Considerando o papel desempenhado pelo sector do transporte nesta indústria reestruturada, o
planeamento e expansão da rede constitui um processo complexo e de extrema importância. Os
investimentos em transmissão devem possibilitar e incentivar uma expansão eficiente do sistema.
Como consequência, uma análise da distribuição de impactos relativos a um investimento no
transporte de electricidade constitui uma ferramenta fundamental para um correcto planeamento.
Neste trabalho é feita uma análise teórica sobre o sector do transporte de electricidade numa
indústria reestruturada, nomeadamente no que concerne à interligação entre Portugal, Espanha e
França. Para o efeito, é aplicado um modelo matemático, previamente estabelecido, para uma rede a
três nós e duas linhas de transmissão. Pretende-se com isto identificar as partes beneficiadas e
prejudicadas num investimento em transmissão de energia eléctrica, entre os três países constituintes
desta rede. Serão apresentados resultados optimizados e, daí, serão retiradas conclusões, permitindo
cumprir os objectivos deste estudo.
Palavras-chave: Transporte de Energia Eléctrica, Investimentos em Transmissão, Análise Custo-
Benefício, Planeamento da Rede de Transporte
viii
ix
Índice
Capítulo 1 – Introdução 1
1.1. Contexto 1
1.2. Objectivos 2
1.3. Estado da Arte 2
1.4. Estrutura 4
Capítulo 2 – Contexto do Mercado Eléctrico 7
2.1. Caracterização do Sector Electroprodutor Nacional (SEN) 7
2.1.1. Overview 7
2.1.2. Procura 8
2.1.3. Oferta 10
2.2. Caracterização do Sector Electroprodutor Espanhol 12
2.2.1. Overview 12
2.2.2. Procura 13
2.2.3. Oferta 14
2.3. Caracterização do Sector Electroprodutor Francês 16
2.3.1. Overview 16
2.3.2. Procura 16
2.3.3. Oferta 17
2.4. A Liberalização do Sector Eléctrico 19
2.4.1. Organização do Sistema Eléctrico 19
2.4.2. O Mercado de Energia 21
2.4.3. Regulação 23
2.4.4. Contratos Bilaterais 23
2.4.5. Planeamento e Expansão da Rede de Transporte 24
2.4.5.1. Sector Eléctrico Tradicional 24
2.4.5.2. Sector Eléctrico Reestruturado 25
2.4.6. Sector Tradicional versus Sector Reestruturado 27
2.4.7. Enquadramento no Mercado Europeu de Electricidade 27
2.4.7.1. O Caso Ibérico: MIBEL 28
x
2.4.7.2. O Caso Francês: Powernext 29
Capítulo 3 – Contexto Económico 31
3.1. Lei da Utilidade Marginal Decrescente 31
3.2. Excedente 31
3.2.1. Excedente do Consumidor 32
3.2.2. Excedente do Produtor 32
3.2.3. Excedente Económico-Social 33
3.3. Elasticidade 33
3.3.1. Elasticidade Preço da Procura 33
3.3.2. Elasticidade Preço da Oferta 34
Capítulo 4 – Coordenação de Investimentos 37
4.1. Coordenação dos Investimentos no Transporte e Produção de Electricidade 37
4.2. Congestionamento na Transmissão 38
4.2.1. Custos de Congestionamento: Sector Tradicional 38
4.2.2. Custos de Congestionamento: Sector Reestruturado 41
4.2.2.1. Uplift Charges 43
4.2.2.2. System Reispatch Costs 43
4.2.2.3. Congestion Revenues 44
Capítulo 5 – Análise Custo-Benefício num Investimento em Transmissão Numa Rede de Três Nós 47
5.1. Características Básicas do Modelo Analítico 47
5.1.1. Ambiente Estacionário 47
5.1.2. Mercado de Energia Competitivo 48
5.1.3. Possibilidades de Investimento 48
5.1.4. Complementaridade e Substituição à Produção 48
5.1.5. Métodos de Recuperação de Custos de Investimento 48
5.1.6. Medição de Impactos no Bem-Estar Social 49
5.2. Formulação do Modelo 49
5.3. Modelação da Interligação Portugal – Espanha – França 51
5.4. Limitações do Modelo 52
5.5. Metodologia Adoptada 53
xi
5.6. Resultados 55
5.6.1. Resultados do Troço Portugal – Espanha 55
5.6.1.1. Período de Ponta de Verão 55
5.6.1.2. Período de Vazio de Verão 59
5.6.1.3. Período de Ponta de Inverno 63
5.6.1.4. Período de Vazio de Inverno 68
5.6.1.5. Análise de Resultados 72
5.6.1.6. Análise Comparativa 74
5.6.2. Resultados do Troço Espanha – França 76
5.6.2.1. Período de Ponta de Verão 77
5.6.2.2. Período de Vazio de Verão 82
5.6.2.3. Período de Ponta de Inverno 86
5.6.2.4. Período de Vazio de Inverno 91
5.6.2.5. Análise de Resultados 95
Capítulo 6 – Conclusões 99
6.1. Trabalho Futuro 101
Referências Bibliográficas 103
xii
xiii
Lista de Figuras
Figura 2.1. – Evolução do consumo de electricidade em Portugal Continental 9
Figura 2.2. – Evolução prevista da procura de energia eléctrica em Portugal Continental 9
Figura 2.3. – Evolução da produção bruta de electricidade em Portugal Continental 10
Figura 2.4. – Mix de produção de electricidade em Portugal Continental 11
Figura 2.5. – Potência instalada por sector do Mix energético, em Portugal 12
Figura 2.6. – Evolução do consumo de energia em Espanha, em MTep 13
Figura 2.7. – Evolução do consumo de electricidade em Espanha 14
Figura 2.8. – Evolução da produção de electricidade em Espanha 15
Figura 2.9. – Potência instalada por sector do Mix energético, em Espanha 15
Figura 2.10. – Evolução do consumo de energia em França, em MTep 17
Figura 2.11. – Mix energético Francês 18
Figura 2.12. – Evolução da produção de energia em França, em TWh 18
Figura 2.13. – Potência instalada por sector do Mix energético, em França 19
Figura 2.14. – Modelo de concorrência no mercado grossista 20
Figura 2.15. – Modelo de concorrência no mercado retalhista 21
Figura 2.16. – Cálculo do preço diário de energia 22
Figura 2.17. – Organização do Operador de Mercado Ibérico (OMI) 29
Figura 2.18. – Organização do Powernext como mercado de electricidade 30
Figura 3.1. – Excedente do consumidor e excedente do produtor 32
Figura 4.1. – Sistema de dois nós interligados 39
Figura 4.2. – Custos de produção nodais 39
Figura 4.3. – Sistema de dois nós com limitação na transmissão 40
Figura 4.4. – Custos de produção devido a limitação da capacidade de transmissão 40
Figura 4.5. – Efeito de um investimento em transmissão nos custos de produção 40
Figura 4.6. – Preço de referência no sector desregulado 41
xiv
Figura 4.7. – Efeito da restrição na capacidade de transmissão 42
Figura 4.8. – Custos de congestionamento segundo o método Uplift Charges 43
Figura 4.9. – Variação de custos devido ao redespacho 44
Figura 5.1. – Esquema em árvore, ilustrando a interligação Portugal – Espanha – França 51
Figura 5.2. – Preço horário do mercado diário, ponta de Verão, Portugal – Espanha 55
Figura 5.3. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Verão, Portugal – Espanha 56
Figura 5.4. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, ponta de Verão 56
Figura 5.5. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Verão 57
Figura 5.6. – Preço horário do mercado diário, vazio de Verão, Portugal – Espanha 59
Figura 5.7. – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Verão, Portugal – Espanha 60
Figura 5.8. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, vazio de Verão 60
Figura 5.9. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Verão 60
Figura 5.10. – Preço horário do mercado diário, ponta de Inverno, Portugal – Espanha 64
Figura 5.11. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Inverno, Portugal –
Espanha 64
Figura 5.12. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, ponta de Inverno 65
Figura 5.13. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Inverno 65
Figura 5.14. – Preço horário do mercado diário, vazio de Inverno, Portugal – Espanha 68
Figura 5.15. – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Inverno, Portugal –
Espanha 69
Figura 5.16. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, vazio de Inverno 69
Figura 5.17. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Inverno 69
Figura 5.18. – Preço horário do mercado diário, ponta de Verão, Espanha – França 77
Figura 5.19. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Verão, Espanha – França 77
Figura 5.20. – Saldo e sentido do fluxo energético, ponta de Verão, Espanha – França 78
Figura 5.21. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Verão 78
Figura 5.22. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, ponta de Verão 79
xv
Figura 5.23. – Preço horário do mercado diário, vazio de Verão, Espanha – França 82
Figura 5.24. – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Verão, Espanha – França 82
Figura 5.25. – Saldo e sentido do fluxo energético, ponta de Verão, Espanha – França 83
Figura 5.26. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Verão 83
Figura 5.27. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, vazio de Verão 83
Figura 5.28. – Preço horário do mercado diário, ponta de Inverno, Espanha – França 87
Figura 5.29. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Inverno, Espanha –
França 87
Figura 5.30. – Saldo e sentido do fluxo energético, ponta de Inverno, Espanha – França 87
Figura 5.31. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Inverno 88
Figura 5.32. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, de ponta de Inverno 88
Figura 5.33. – Preço horário do mercado diário, vazio de Inverno, Espanha – França 91
Figura 5.34. – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Inverno, Espanha – França 92
Figura 5.35. – Saldo e sentido do fluxo energético, ponta de Inverno, Espanha – França 92
Figura 5.36. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Inverno 92
Figura 5.37. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, vazio de Inverno 93
xvi
Lista de Tabelas
Tabela 2.1. – Alterações trazidas ao sector eléctrico, com a reestruturação 27
Tabela 5.1. – Datas seleccionadas para aplicação do modelo, troço Portugal – Espanha 52
Tabela 5.2. – Datas seleccionadas para aplicação do modelo, troço Espanha – França 52
Tabela 5.3. – Dados para simulação, ponta de Verão, Portugal – Espanha 57
Tabela 5.4. – Resultados obtidos para 1900MWh, ponta de Verão, Portugal – Espanha 58
Tabela 5.5. – Resultados da simulação, ponta de Verão, Portugal – Espanha 58
Tabela 5.6. – Dados para simulação, vazio de Verão, Portugal – Espanha 61
Tabela 5.7. – Resultados obtidos para 350MWh, vazio de Verão, Portugal – Espanha 61
Tabela 5.8. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Verão,
Portugal – Espanha 62
Tabela 5.9. – Impacto da incrementação da capacidade, até extinção de market splitting, vazio
de Verão, Portugal – Espanha 63
Tabela 5.10. – Dados para simulação, ponta de Inverno, Portugal – Espanha 65
Tabela 5.11. – Resultados obtidos para 2000MWh, ponta de Inverno, Portugal – Espanha 66
Tabela 5.12. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, ponta de Inverno,
Portugal – Espanha 66
Tabela 5.13. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, ponta
de Inverno, Portugal – Espanha 67
Tabela 5.14. – Dados para simulação, vazio de Inverno, Portugal – Espanha 70
Tabela 5.15. – Resultados obtidos para 1900MWh, vazio de Inverno, Portugal – Espanha 70
Tabela 5.16. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Inverno,
Portugal – Espanha 71
Tabela 5.17. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, vazio
de Inverno, Portugal – Espanha 72
Tabela 5.18. – Dados para simulação, ponta de Verão, Espanha – França 79
Tabela 5.19. – Resultados obtidos para 1000MWh, ponta de Verão, Espanha – França 80
xvii
Tabela 5.20. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, ponta de Verão,
Espanha – França 80
Tabela 5.21. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, ponta
de Verão, Espanha – França 81
Tabela 5.22. – Dados para simulação, vazio de Verão, Espanha – França 84
Tabela 5.23. – Resultados obtidos para 700MWh, vazio de Verão, Espanha – França 84
Tabela 5.24. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Verão,
Espanha – França 85
Tabela 5.25. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, vazio
de Verão, Espanha – França 86
Tabela 5.26. – Dados para simulação, ponta de Inverno, Espanha – França 88
Tabela 5.27. – Resultados obtidos para 1000MWh, ponta de Inverno, Espanha – França 89
Tabela 5.28. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, ponta de Inverno,
Espanha – França 90
Tabela 5.29. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, ponta
de Inverno, Espanha – França 90
Tabela 5.30. – Dados para simulação, vazio de Inverno, Espanha – França 93
Tabela 5.31. – Resultados obtidos para 1000MWh, vazio de Inverno, Espanha – França 93
Tabela 5.32. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Inverno,
Espanha – França 94
Tabela 5.33. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, vazio
de Inverno, Espanha – França 95
xviii
Acrónimos ou Lista de Abreviações
COMEL Compañia Operadora del Mercado Eléctrico
CPI Consumer Price Index
CE Comissão Europeia
EBIT Earnings Before Interest and Taxes - lucros antes de juros e impostos de renda
EC European Comission
EDF Electricité de France
EDP Energias de Portugal
ENTSO-E European Network of Transmission System Operator for Electricity
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
IESOE Electricity Interconnection in South-Western Europe
MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade
OECD Organization for Economic Co-operation and Development
OMIE Operador de Mercado Ibérico de Electricidade
ORT Operador da Rede de Transporte
REE Red Eléctrica de España
REN Rede Eléctrica Nacional
RNT Rede Nacional de Transporte
ROE Return On Equity
RTE Réseau de Transport d’Électricité
SEN Sector Electroprodutor Nacional
tcma taxa de crescimento médio anual
TSO Transmission System Operator
xix
1
Capítulo 1 – Introdução
1.1. Contexto
No passado, empresas verticalmente integradas coordenavam os investimentos em capacidade de
produção (ou geração) e transporte (ou transmissão) de energia. Com a liberalização da indústria
eléctrica foram introduzidas alterações notórias a nível organizacional, bem como novos desafios
dentro do sector. Desmantelaram-se as empresas verticalmente integradas e foi introduzida a
concorrência na produção de energia eléctrica, ao passo que os segmentos do transporte e da
distribuição se mantiveram regulados. O objectivo desta liberalização do mercado é, a longo prazo e
segundo a literatura, aumentar a eficiência e redução de custos do sistema eléctrico. Presentemente,
um Operador da Rede de Transporte (ORT ou TSO, do inglês), regulado, gere a infra-estrutura do
transporte e do mercado de serviços de energia.
A introdução destas alterações no sector resultou no aparecimento dos mercados de energia que,
agora, oferecem ao consumidor a possibilidade de escolher livremente o seu fornecedor.
Num sistema de electricidade, dois elementos essenciais são as capacidades de produção e de
transporte. Os investimentos nessas capacidades são determinantes básicos do desempenho desse
sistema [1]. Embora, no passado, todas as decisões associadas ao mercado fossem centralizadas
em sistemas integrados verticalmente, no actual sistema de mercado liberalizado a coordenação dos
investimentos em capacidade de produção e de transporte é uma tarefa difícil, tornando-se um
problema constante em sistemas como o actual [1].
Um TSO planeia a maioria dos projectos e investimentos em transporte de energia, enquanto as
empresas comerciais privadas escolhem os investimentos em geração numa base mercantil. É,
então, importante para o processo de planeamento reconhecer o papel dos investimentos privados e
assegurar a equidade na distribuição desses mesmos benefícios por todas as partes envolvidas no
processo. Isto inclui prever a capacidade de produção dos mercados, comparando os projectos de
transporte regulados e os privados, e comparando soluções de transmissão e geração para
problemas específicos [1].
Esses aspectos do planeamento e previsão exigem novas ferramentas. Nesse sentido, um TSO tem
a seu cargo o papel de antecipar os incentivos para os investimentos, estimar os impactos de
projectos regulados e privados sobre os preços de energia e, consequentemente, sobre o bem-estar
de todos os participantes nos mercados de energia.
Como o período de planeamento de transmissão é muito superior ao da geração [1], tais modelos são
imprescindíveis para permitir uma coordenação eficiente dos investimentos em projectos pré-
existentes e na previsão de novos projectos ou novas alternativas comerciais. Assim, as estimativas
de preços e de impactos no bem-estar são de extrema utilidade, pois um projecto de transporte de
energia e respectiva alocação de custos deve ser aprovado, se possível, pelas partes interessadas.
2
Desta forma, tendo em consideração a elevada importância da rede de transporte, bem como o
aumento da complexidade do planeamento da sua expansão e as necessidades futuras de
investimento no segmento, impõe-se como uma ferramenta fundamental uma análise económica
sobre um possível projecto. É na sequência de suprir essa necessidade de análise, que surge este
trabalho.
1.2. Objectivos
Esta dissertação tem como objectivo analisar o segmento da transmissão num sector eléctrico
liberalizado, pelo que se pretende revisitar alguns aspectos teóricos pertinentes relativos à
transmissão eléctrica.
Pretende-se também propor um plano, apoiado por um modelo matemático, que analise a distribuição
de impactos relativos a um investimento em transmissão. Este plano, que servirá como uma
ferramenta para a identificação de alguns dos principais efeitos das estratégias de investimento no
sector, identificará claramente a distribuição dos custos e benefícios resultantes, entre os
participantes do mercado, num investimento em transporte de electricidade. Para isso, ter-se-á por
base o modelo proposto por H. Chao e R. Wilson no artigo “Economic Analysis of Distribuitional
Impacts of Transmission Investments” [3].
O foco principal deste estudo é a distribuição de benefícios e custos sobre todas as partes afectadas
por um possível investimento no transporte de electricidade na interligação entre Portugal, Espanha e
França. Assim, recorre-se ao modelo estabelecido a três nós e duas linhas de transmissão. Desta
forma, será possível não só analisar um futuro investimento na interligação Ibérica, mas também na
interligação dos Pirenéus e o respectivo impacto em todas as partes envolvidas. Note-se que, na
verdade, o modelo é apenas descrito como sendo a “duas linhas de transmissão” de forma a tornar
mais simples a compreensão do conceito subjacente; na verdade, a rede é mais complexa do que
isso. De facto, a energia não flui apenas em duas linhas, mas sim através de uma rede que interliga
nós constituintes desse sistema.
1.3. Estado da Arte
O trabalho desenvolvido pretende dar continuidade e complementar o trabalho levado a cabo por R.
Costa na dissertação “Coordenação dos Investimentos no Transporte e Produção de Electricidade”
[2], cujo estudo se baseia na aplicação de um modelo de análise da distribuição de impactos num
investimento em transmissão na interligação Ibérica, a dois nós – Portugal e Espanha.
No seu trabalho, o modelo aplicado por R. Costa teve como base um dos modelos de análise de
impactos económicos apresentados por H. Chao e R. Wilson no artigo preliminar e não publicado
3
“Economic Analysis of Distribuitional Impacts of Transmission Investments” [3]. Para diferentes
objectivos, os modelos estabelecidos em [3] calculam o ponto óptimo de funcionamento do sistema
eléctrico, onde as variáveis de optimização são os preços nodais e a capacidade de transmissão a
instalar. Em [3], os autores propõem diferentes modelos para análise de impactos num investimento
em transmissão, sendo estes modelos classificados em dois grupos. Por um lado, são estabelecidos
os modelos que consideram investimentos privados; por outro, aqueles que consideram
investimentos regulados.
O modelo escolhido por R. Costa para a aplicação à realidade Ibérica, denomina-se Efficient System
Plan e insere-se no segundo grupo, considerando somente os investimentos regulados. Este modelo
foi projectado com o intuito de maximizar o bem-estar social, sendo o ponto óptimo obtido pelo
modelo, aquele que corresponde ao excedente social bruto máximo. O excedente social é bruto, uma
vez que não considera qualquer tipo de distribuição dos custos de investimento [2].
As conclusões do autor de [2] face a esse estudo coincidiram com o esperado teoricamente: o
aumento da capacidade de transmissão tem um impacto positivo nos produtores do nó exportador e
nos consumidores do nó importador. Por outro lado, o autor verificou uma diminuição do excedente
dos consumidores no nó exportador e do excedente dos produtores no nó importador, concluindo
assim, que, como Portugal tem tido um saldo importador positivo, os consumidores portugueses em
conjunto com os produtores espanhóis são quem beneficia de um possível investimento na
interligação [2].
No entanto, o trabalho desenvolvido por R. Costa apenas foca a interligação entre Portugal e
Espanha. Contudo, a interligação Ibérica não apresenta níveis de congestionamento muito elevados,
pelo que se considera de maior pertinência a elaboração deste estudo tendo em conta a interligação
eléctrica nos Pirenéus, entre Espanha e França, por ser considerada um dos bottlenecks da rede
Europeia.
Esta abordagem não é feita no estudo de R. Costa e, é na tentativa de suprir esta necessidade de
resolver as lacunas existentes que, no presente trabalho, será feita uma análise semelhante, mas
contando com a introdução de um terceiro nó, que representa França, e uma nova linha de
transmissão. Desta forma, torna-se possível a análise de um investimento futuro na interligação
Ibérica, mas também na interligação dos Pirenéus e o respectivo impacto no bem-estar de todas as
partes envolvidas nesse processo.
Estas lacunas, que constituem pontos-chave neste estudo, podem ser colmatadas utilizando um
modelo como o proposto por Hung-po Chao e Robert Wilson, em [3]. Neste sentido, este será o
modelo-base da consecução dos objectivos propostos para o estudo que se pretende desenvolver.
4
1.4. Estrutura
Serve o presente trabalho como suporte para uma explicação detalhada das decisões tomadas no
âmbito da dissertação de mestrado “Coordenação dos Investimentos no Transporte e Produção de
Electricidade: Estudo da Interligação Portugal-Espanha-França”. Este documento funciona, também,
como meio de exposição e discussão do trabalho desenvolvido no sentido de cumprir os objectivos
propostos.
Este documento encontra-se dividido em seis capítulos. No primeiro e presente capítulo é feita uma
introdução ao tema do trabalho, são definidos os objectivos e é apresentada a estrutura da
dissertação.
No segundo capítulo é feita a contextualização do tema, segundo um estudo teórico de alguns dos
aspectos mais importantes relativos ao mercado de electricidade. Este capítulo está dividido em
quatro secções. Na primeira secção, é feita uma caracterização do sector electroprodutor nacional no
que respeita à sua organização e evolução da oferta e da procura de energia eléctrica. Nas segunda
e terceira secções é feita a mesma análise, mas com respeito ao sistema eléctrico Espanhol e
Francês, respectivamente. A quarta secção diz respeito à liberalização do sector eléctrico; faz-se uma
revisão da organização do sistema eléctrico, define-se o mercado de energia e revêem-se aspectos
relacionados com a regulação do sector e contratos bilaterais, bem como o planeamento e expansão
da rede de transporte de energia eléctrica, distinguindo o sector tradicional do reestruturado. Aqui, é
também feito um enquadramento do trabalho no Mercado Europeu de Electricidade, com particular
ênfase ao caso Ibérico – e, portanto, ao MIBEL – e ao caso Francês – nomeadamente no que se
refere ao Powernext.
No terceiro capítulo contextualiza-se o tema no âmbito da Economia, subdividindo-se o estudo em
três secções. Na primeira aborda-se a Lei da Utilidade Marginal, na segunda o conceito de
excedente, dando particular destaque ao excedente do consumidor, ao excedente do produtor e ao
económico-social. Na terceira e última secção deste capítulo aborda-se o conceito de elasticidade,
definindo a elasticidade da procura e a elasticidade da oferta.
No capítulo seguinte, aborda-se a coordenação dos investimentos em energia eléctrica. O capítulo
divide-se em duas secções. Na primeira é feita uma introdução à coordenação dos investimentos em
transporte e produção de electricidade, bem como os impactos decorrentes desses investimentos. Na
segunda secção aborda-se o tema do congestionamento em transmissão eléctrica, sendo analisados
os custos de congestionamento no sector eléctrico tradicional e num sector reestruturado. Neste
último caso, são apresentados três métodos diferentes para fazer face aos custos de
congestionamento.
No quinto capítulo é feito um estudo da distribuição de impactos num investimento em transmissão
eléctrica, aplicando um modelo analítico ao caso prático da interligação entre Portugal, Espanha e
França. Este capítulo encontra-se dividido em seis secções. Na primeira estabelecem-se as
5
características básicas do modelo analítico. Na segunda é formulado e detalhado esse modelo, para
posterior aplicação. Na terceira secção é proposta uma solução para adaptar esse modelo de
optimização ao caso prático em estudo. Na secção seguinte apontam-se as limitações encontradas
no modelo a aplicar e, com base nesses limites, adopta-se a metodologia que se descreve na quinta
secção deste capítulo. Na sexta e última secção são apresentados e discutidos os resultados das
simulações do modelo, distinguindo as interligações Portugal – Espanha e Espanha – França,
particularmente no que se refere aos períodos de ponta e vazio de Verão e Inverno.
Finalmente, no sexto e último capítulo, são apresentadas as conclusões decorrentes do estudo
desenvolvido e são feitas algumas sugestões para um trabalho futuro.
6
7
Capítulo 2 – Contexto do Mercado Eléctrico
Nas secções que se seguem, procura-se enquadrar o presente trabalho, revisitando e definindo os
conceitos que se consideram de maior pertinência para este estudo, no âmbito da transmissão
eléctrica numa indústria liberalizada, tendo em vista a melhor compreensão do modelo que se
pretende aplicar.
2.1. Caracterização do Sector Electroprodutor Nacional (SEN)
2.1.1 Overview
Nos últimos 40 anos o sector eléctrico português sofreu uma grande evolução do ponto de vista
estrutural, regulamentar e da propriedade dos activos envolvidos.
Antes de 1970, o sector baseava-se na coexistência de diversas companhias eléctricas, umas
orientadas para a produção de energia, outras para a distribuição, sendo apenas uma dedicada ao
transporte de energia eléctrica. Estas empresas sofreram um processo de nacionalização e, em 1976,
foi constituída a empresa pública Electricidade de Portugal (EDP) que integrou todas as funções das
empresas absorvidas. Desta forma, a EDP passou a ser a empresa que se dedicava à produção,
transporte e distribuição de energia eléctrica no país. Este conceito monopolizador de estrutura
vertical vigorou não só em Portugal, mas também em diversos países do mundo.
Funcionando como um monopólio do Estado, a EDP investiu, explorou e alargou o sector eléctrico. A
década de oitenta correspondeu a uma fase de múltiplos esforços no que respeita ao
desenvolvimento do sector eléctrico, tendo-se realizado operações de electrificação de grandes áreas
de superfície e investido no reforço das estruturas já existentes [54].
No início dos anos noventa, na Europa, manifestou-se um movimento que levou à liberalização do
sector eléctrico. Em Portugal, a liberalização foi estabelecida pelo Decreto-Lei n.º 182/95, a 27 de
Julho de 1995. A nova legislação publicada estruturava o sector eléctrico nacional em termos de um
sistema de serviço público e de um sistema explorado segundo as leis de mercado.
Assim, deu-se o início de uma série de transformações que têm continuado até aos dias de hoje. A
empresa EDP, uma empresa pública monopolista e verticalmente integrada, foi reestruturada e
parcialmente privatizada, promovendo a coexistência de várias empresas em áreas geográficas bem
definidas e a separação entre produção, transporte e distribuição de energia eléctrica [52]. No
entanto, apesar de a EDP começar a enfrentar concorrência na actividade de produção, manteve o
regime monopolista nas actividades de transporte e de distribuição. Como tal, ainda no âmbito do
pacote legislativo de 1995, foi criada a Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, actualmente
designada por Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), à qual foram atribuídas as
funções de índole regulamentar, sancionatória e administrativa. O actual modelo de operação
comercial do sistema eléctrico português também deriva do pacote legislativo de 1995.
8
Inserida no processo de liberalização dos sectores eléctricos a nível europeu a ERSE tem vindo a
definir, de forma progressiva desde 1999, os limiares de elegibilidade. O dia 4 de Setembro de 2006
marca o fim do processo iniciado em 1999, permitindo a todos os clientes o acesso ao mercado.
Assim, a partir dessa data, todos as instalações, independentemente do nível de tensão a que estão
ligados às redes, têm condições para eleger o seu fornecedor de electricidade.
Em 2006, foram estabelecidos os princípios de organização e funcionamento do sistema eléctrico
nacional como é conhecido hoje em dia, bem como as regras gerais aplicáveis ao exercício das
actividades de produção, transporte, distribuição e comercialização, tendo por finalidade o incremento
de um mercado livre e concorrencial.
Acompanhando o movimento de reestruturação já realizado ou em preparação nos mais diversos
países da Europa, o SEN encontra-se em fase de progressiva liberalização. Está a atravessar uma
fase transitória em que a regulamentação deverá ser flexível para proporcionar aos agentes que
actuam no sector a possibilidade de se adaptarem de forma progressiva às novas formas de
funcionamento do sistema e à evolução das relações entre eles [55].
Em traços gerais, estas foram as alterações mais notórias no SEN. Resta analisar a procura e a
oferta de energia em Portugal, de forma a melhor compreender estas mudanças.
2.1.2. Procura
A crise económica que se tem sentido até aos dias de hoje contribuiu, não só para uma redução dos
consumos de energia, como também para a redução das pontas de carga (potência), representando
um comportamento atípico face à sua evolução nos últimos anos. Nesse sentido, os montantes de
investimento na RNT apresentam, desde logo e para um período previsional de curto e médio prazo
(2014-2018), uma redução na ordem dos 36%, face a períodos anteriores [4].
A procura de electricidade em Portugal continental cresceu consideravelmente no período 2000-2007
com uma taxa de crescimento médio anual (tcma) de cerca de 2.0%. Entre 2007 e 2009 houve um
decréscimo na procura e, em 2010, houve novamente um crescimento, embora menos considerável.
Em 2011, o consumo total no continente foi de 46.7 TWh, correspondendo a uma quebra de -3% face
a 2010, verificando-se uma inversão no crescimento do consumo que se tinha registado de 2009 para
2010. O peso da electricidade no consumo total de energia final tem vindo a aumentar
significativamente nos últimos anos, sendo que em 2011 representava 1/4 do consumo total de
energia final. Relativamente ao consumo de electricidade per capita em 2011, verificou-se um
consumo de 4.65MWh/habitante, o que representa um aumento de 20% face a 2000 e de 3% em
relação a 2005.Contudo,comparativamente a 2010, verificou-se uma redução de 2% [5].
9
Figura 2.1 – Evolução do consumo de electricidade em Portugal Continental [5]
Este fenómeno de variação súbita na evolução dos consumos dificulta o exercício previsional da
evolução da ponta nacional de consumo e, por maioria de razão, também a determinação das pontas
em cada ponto de entrega [4].
A previsão de consumos associada à evolução dos cenários de rede tem por base o documento [5],
de Abril de 2012, o qual prevê a banda de evolução da procura de electricidade (consumo), a nível
global de Portugal Continental, ilustrada na Figura 2.2.[4].
Figura 2.2 – Evolução prevista da procura de energia eléctrica em Portugal Continental [4]
Entre 2013 e 2023, esta previsão apresenta uma taxa média anual de evolução do consumo
compreendida entre 0.8% e 1.1%, conforme se considere o limite inferior (Cenário Central RMSA
2013-2030) ou superior da banda (Cenário Superior RMSA 2013-2030). Registe-se que esta banda
10
foi desenvolvida no pressuposto de “temperatura média”, com identificação das variáveis relevantes
para a evolução económica em Portugal [4].
2.1.3. Oferta
Em 2011, a produção bruta de electricidade foi de 53.1TWh, dos quais 5% correspondem a saldo
importador, apresentando uma redução de -3% ou 1.8TWh face a 2010. O saldo importador de
electricidade registou uma tcma de +11% no período compreendido entre 2000 e 2011. Este
crescimento, bastante influenciado pela abertura do MIBEL, não foi uniforme, pelo que se verificou
entre 2000 e 2005 uma tcma de 49%, enquanto no período de 2005-2011 essa taxa foi -14%,
influenciado por alguns bons anos em termos de hidraulicidade, como foi o caso do ano de 2010. De
2010 para 2011 o saldo importador registou um aumento de 7%, em resultado de uma redução de
produção hídrica quando comparada com 2010. Em 2011, cerca de 45% da produção bruta de
electricidade teve origem em fontes renováveis, da qual 49% teve origem hídrica, 37% de eólica, 12%
na biomassa (inclui cogeração) e 1% Solar [5].
Figura 2.3 – Evolução da produção bruta de electricidade em Portugal Continental [5]
Ao nível da capacidade instalada para produção de electricidade, existia em 2011 um total de 18.900
MW, tendo-se verificado um aumento de 6% face a 2010. Na última década, o sistema
electroprodutor registou um crescimento considerável, em parte graças à expansão da capacidade
renovável, mais significativa a partir de 2005. A principal componente renovável que contribuiu para
este crescimento foi a hídrica (53%), seguida da eólica (40%), biomassa (6%) e solar fotovoltaico
(2%) num total de 10.230 MW no final de 2011. Face a 2010 – ano de grande hidraulicidade – a
capacidade de produção a partir de fontes de energia renováveis cresceu 9% [5].
11
Figura 2.4 – Mix de produção de electricidade em Portugal Continental, 2011 [5]
A capacidade de recepção da RNT tem-se verificado adequada às necessidades de acesso às redes
por parte dos promotores, em consequência da política de reforço da rede que tem sido levado a
cabo ao longo dos últimos anos, nomeadamente com os desenvolvimentos verificados nas regiões do
interior onde a RNT não era tão desenvolvida [4].
Na sequência de garantir a oferta adequada aos consumos existentes prevêem-se, segundo o PDIRT
2014-2023, alguns investimentos com a principal finalidade de integrar nova produção, com particular
destaque para os novos aproveitamentos hidroeléctricos.
No âmbito do MIBEL tem sido levada a cabo uma estratégia de investimento que engloba, não só o
reforço das interligações com a rede de Espanha, mas também alguns reforços internos, que têm
permitido ao longo dos últimos anos aumentar progressivamente a capacidade de interligação entre
Portugal e Espanha, a qual se encontra hoje em valores superiores a 2000 MW. Este valor de
interligação tem, efectivamente, possibilitado a redução do número de horas de market splitting entre
os dois países e a redução de preços praticados no MIBEL. Neste sentido, segundo o PDIRT 2014-
2023, prevê-se a continuação do reforço da capacidade de interligação com a rede espanhola, com
vista a alcançar, em 2016, a meta de 3000 MW de capacidade comercial, valor que corresponde a um
aumento de cerca de 40% relativamente aos valores médios verificados em 2012 [4].
Na Figura 2.5. é possível observar a potência instalada por sector do Mix energético português.
12
[GWh] [MW]
Total generation 47837 Installed capacity 17792
Renewable 28373 Renewable 10913
Big hydro 12146 Big hydro 5239
Small hydro 1337 Small hydro 413
Wind 11751 Wind 4368
Thermal 1160 Thermal 467
Cogeneration 1532 Cogeneration 343
Solar 446 Solar 282
Non-renewable 18307 Non-renewable 6879
Coal 10953 Coal 1756
Natural gas (CCGT) 1501 Natural gas (CCGT) 3829
Cogeneration (nat. gas) 5407 Cogeneration (nat. gas) 929
Others 446 Others 364
Cogeneration 211 Cogeneration 199
Dados de 2013
Figura 2.5 – Potência instalada por sector do Mix energético, em Portugal [68]
2.2. Caracterização do Sector Electroprodutor Espanhol
2.2.1 Overview
Até ao ano de 1995 o sector eléctrico espanhol encontrava-se organizado por um conjunto de
empresas verticalmente integradas, sendo que cada uma operava numa determinada área
geográfica. Isto significava que, apesar de existirem múltiplas empresas, não existia concorrência e
os clientes encontravam-se física e comercialmente ligados à empresa concessionária da respectiva
região.
Porém, em 1995, foi publicada uma nova legislação, de acordo com a qual o sector eléctrico passou a
ser organizado em termos de um sistema integrado e de um sistema independente. Uma vez que
este modelo foi contestado, em Novembro de 1997, foi aprovada uma nova lei – Ley 54 del Sector
Eléctrico – a qual originou o mercado de electricidade espanhol, iniciado a 1 de Janeiro de 1998.
Esta lei consagra a reestruturação do sector eléctrico espanhol visando, nomeadamente, a redução
da intervenção estatal, a diferenciação entre actividades reguladas e competitivas, a criação de um
mercado eléctrico grossista, a liberdade de escolha do fornecedor por parte dos consumidores, bem
como o acesso livre às redes de transporte e distribuição por parte dos diferentes tipos de
consumidores [52].
Daqui se pode salientar que as reformas introduzidas por esta lei no funcionamento do sistema
eléctrico deste país foram profundas, tal como se observou no caso português. Foi declarada a
liberdade de contratação e estabelecida, como base económica do sector eléctrico espanhol, o
mercado organizado de electricidade, com separação da gestão económica e técnica. Desta forma,
os sistemas integrados e independentes foram abolidos, sendo adoptados procedimentos baseados
puramente numa lógica de mercado para ligar a produção ao consumo [52].
13
Na sequência deste facto, foi criado o operador de mercado – que no caso espanhol se refere à
Compañia Operadora del Mercado Eléctrico Espanhol (COMEL) – para organizar e gerir o pool,
sendo também criado o operador de segurança – que no caso espanhol se refere à Rede Eléctrica de
España (REE) – para explorar a rede de transmissão de energia eléctrica.
Com a criação deste sistema, a produção de energia eléctrica passou a ser gerida por mecanismos
de mercado. As transacções começaram a ser efectuadas por intermédio de um mercado de
electricidade organizado (a pool), com programas baseados em propostas de venda por parte da
produção e propostas de compra por parte do consumo, bem como por contratos bilaterais e
contratos de carácter financeiro realizados entre quaisquer duas partes interessadas [53].
Tal como para o caso português, descreveu-se o sector eléctrico espanhol em traços gerais,
evidenciando as alterações notórias que se fizeram sentir com a sua reestruturação. De forma a
complementar esta descrição e facilitar a compreensão da evolução do sector em Espanha, analisa-
se, de seguida, a procura e oferta de energia naquele país.
2.2.2. Procura
Ao observar os consumos de energia em Espanha, verifica-se um crescimento significativo, desde
1970, tal como comprova a Figura 2.6..
Figura 2.6. – Evolução do consumo de energia em Espanha, em MTpe (Tpe – Tonelada equivalente de petróleo) [58]
Desde meados da década anterior, observa-se que ocorre uma inversão na tendência de consumo de
energia, quando comparada com os dados referentes às três décadas anteriores.
Na figura anterior, é possível observar ainda que o petróleo foi sempre o combustível dominante por
excelência e que, mais recentemente, esta fonte de energia sofreu um revés considerável no
consumo, em mais de 20%. Observa-se, igualmente, que o consumo de gás sofreu uma queda de
14
19% desde 2008 e que o consumo de carvão decresceu em 12%. No que respeita ao consumo de
energia nuclear, verifica-se que não ocorreram alterações significativas entre 2005 e 2008. A REE
justifica este facto com a não existência de novas centrais a entrar em produção [58].
Quanto à energia hidroeléctrica, a par da fonte energética anterior, não se observam alterações
consideráveis nos consumos, ainda que a sua variação seja maior. As pequenas variações
verificadas devem-se, sobretudo, à pluviosidade ocorrida nesse período de tempo, conduzindo,
portanto, a anos hidrológicos mais ou menos constantes.
De forma inversa àquilo que aconteceu com as fontes de energia anteriores, as estatísticas da eólica
e solar parecem seguir o seu crescimento ascendente nos consumos. Este facto é explicado pelas
medidas governamentais de atribuição de subsídios para a criação de novas instalações solares e
eólicas, entre 2009 e 2010, segundo a REE.
Com a evolução do consumo de energia eléctrica, ocorre algo similar, tal como observável na Figura
2.7., onde pouco mais há a notar senão o observável crescimento entre 1998 e 2008, ano em que se
verifica uma quebra no consumo de energia eléctrica. No entanto, em 2009 essa quebra de
consumos inverte-se e aumenta até 2010, ano em que o consumo pareceu estabilizar em torno de
valores próximos dos 270GWh. Note-se que este valor é cerca de cinco vezes superior ao
correspondente português.
Figura 2.7. – Evolução do consumo de electricidade em Espanha, em GWh [56]
2.2.3. Oferta
A produção de energia eléctrica em Espanha fez-se, pela primeira vez, em escala massiva, com as
grandes obras hidráulicas levadas a cabo nas principais bacias desde os anos 1920, como é o caso
15
das obras dos Saltos del Duero – projecto hidroeléctrico na fronteira entre Portugal e Espanha, para
aproveitamento da bacia hidrográfica do rio Douro.
Actualmente, encontram-se em funcionamento seis centrais nucleares em Espanha: Santa María de
Garoña, Almaraz I e II, Ascó I e II, Cofrentes, Vandellós II e Trillo. No ano de 2009, 19% da energia
eléctrica produzida em Espanha proveio de fontes nucleares [58].
Numa perspectiva histórica, observa-se que a maioria da energia eléctrica produzida era obtida com
recurso à queima de combustíveis fósseis (centrais de ciclo combinado, fuel e carvão). Contudo,
desde 2010, as energias renováveis – com principal enfoque para a eólica e solar – correspondem à
principal fonte de geração eléctrica em Espanha ou, pelo menos, verificaram um maior crescimento
nos últimos anos, como é possível observar na Figura 2.8..
Figura 2.8. – Evolução da produção de electricidade em Espanha, em TWh [57]
Na Figura 2.9. é possível observar a potência instalada por sector do Mix energético Espanhol.
Figura 2.9. – Potência instalada por sector do Mix energético, em Espanha [56]
16
2.3. Caracterização do Sector Electroprodutor Francês
2.3.1 Overview
Em França, à semelhança dos países anteriormente descritos, o mercado de energia tem sofrido um
processo de liberalização progressivo, como resultado do plano europeu para o estabelecimento de
um mercado único que ponha fim aos monopólios nacionais. Neste sentido, foram tomadas medidas
legislativas e regulatórias, sendo a principal datada de 9 de Maio de 2011, data em que foi revisto e
actualizado o Código Francês da Energia, em conformidade as alterações de paradigma que
actualmente se experienciam.
Estas alterações legislativas e regulamentares fizeram-se sentir, principalmente, no antigo monopólio
concedido à companhia eléctrica Electricité de France (EDF), no que respeita à produção, transporte
e distribuição de electricidade.
Com as directivas da Comissão Europeia de 1996 e 1998 – que visavam a promoção de um mercado
de energia interno eficiente, aberto à concorrência – o processo de reestruturação e liberalização do
sector desenrolou-se gradualmente, à semelhança daquilo que ocorreu em Portugal e Espanha,
sendo que o ano de 2000 foi considerado o ano de viragem do panorama energético daquele país.
Porém, até ao ano de 2004, apenas indústrias de grande dimensão eram abrangidas pelas medidas
tomadas. A partir desse ano, o mercado concorrencial foi aberto a todos os consumidores
profissionais e, a 1 de Julho de 2007, o mercado passou a estar disponível – segundo as novas
regras – a todos os consumidores, incluindo os particulares e residenciais.
As trocas comerciais de energia são feitas segundo os mesmos princípios a nível europeu, sendo
que, para o efeito, foi criado um mercado de energia, em moldes semelhantes ao caso português e
espanhol [60].
2.3.2. Procura
Analisando a Figura 2.10., verifica-se que o consumo de energia aumentou 18.6% em 31 anos,
conhecendo um pico entre 2006 e 2008, seguido de um recuo de 3.7% nos consumos, em 2009.
Verifica-se, também, uma larga e expectável predominância do petróleo; contudo, depois de uma
progressão quase contínua entre 1986 e 2002, observa-se uma quebra no consumo deste
combustível, tornando-se ainda mais evidente com a crise de 2008: -3.6% em 2009 e -3.1% em 2010.
Em 2011, observa-se um ligeiro crescimento de 1.4% que, em 2012, deu lugar a uma nova quebra de
consumos, desta vez em -2.4%. Numa visão global, verifica-se que, entre 1981 e 2012, ocorreu uma
redução no consumo de petróleo de cerca de 11,2%.
No que respeita ao gás natural e à electricidade, observa-se, nos 31 anos representados na Figura
2.10., uma forte progressão: + 81% para o gás e +105% para a electricidade. No entanto, após o
máximo verificado para o gás em 2005, conheceu-se um recuo (-8.7% em 7 anos), sendo que a
17
electricidade decresceu 3.3% em 2009. Assim, conclui-se que a crise económica quebrou o ímpeto
até então verificado: os consumos de 2012 encontraram-se ao nível daqueles observados em 2008.
Quanto ao carvão, observa-se um declínio ininterrupto (-60% em 31 anos), contrariando o
crescimento de +84% verificado nas energias renováveis.
Em 2012, o consumo de energia distribuiu-se da seguinte forma: carvão 3.5%, petróleo e derivados
42.7%, gás natural 21.0%, electricidade 23.9% e energias renováveis 9% [61].
Figura 2.10. – Evolução do consumo de energia em França, em Mtep – Mega toneladas equivalentes de petróleo [61]
Note-se que o consumo de electricidade em França é, aproximadamente, o dobro do correspondente
espanhol. Assim, verifica-se que este valor é cerca de dez vezes superior ao correspondente
português.
2.3.3. Oferta
Segundo dados de 2012 da RTE France – Rede de Transporte de Electricidade francesa – a
produção de electricidade deste país assenta, na sua maioria, sobre o seu amplamente conhecido
parque nuclear, de onde provêm cerca de três quartos da electricidade gerada em território nacional.
A restante electricidade provém das energias renováveis e de origem fóssil, correspondendo a cerca
de 15% e 10% da produção, respectivamente [60].
18
Figura 2.11. – Mix energético Francês [59]
De acordo com a RTE, em 2012, a produção de energia primária local atingiu 139.1 Mtep, dos quais
118.8 Mtep em forma de electricidade, principalmente a partir da energia nuclear: cerca de 74,8% da
electricidade gerada.
Com efeito, estes dados colocam o país como o segundo maior produtor desta fonte de energia no
mundo, a seguir aos Estados Unidos. Enquanto geradores de energia nuclear com fins de produção
de electricidade, França ocupa o primeiro lugar na lista mundial de produtores. Ainda nesse período
de tempo e de acordo com a rede de transporte de electricidade francesa, a restante produção de
energia eléctrica foi assegurada a partir de fontes renováveis (16,4%) e de origem fóssil (8.8%).
Da parcela referente às energias renováveis, destaca-se a energia hidroeléctrica, cuja contribuição
pesou 11,8% para a produção de electricidade. Em menor medida, destaca-se a energia solar, com
uma parcela de 0.7% e a eólica contribuindo com 2.8%. Nas energias de origem fóssil, a RTE
evidencia as centrais térmicas que perfizeram a totalidade da parcela de 8.8% que contribuiu para a
produção de electricidade daquele país.
Figura 2.12. – Evolução da produção de energia em França, em TWh [59]
19
Como é observável na Figura 2.12., ocorreu um aumento quase contínuo na produção de energia de
origem nuclear, térmica fóssil e hídrica – com principal destaque para a primeira fonte energética –
sendo que, em 2009 se verificou uma quebra de 6.7% nas produções que, tal como verificado
anteriormente, foi acompanhada pelo decréscimo na procura, sendo justificada pela crise económica
que se fez sentir.
Em 2010 voltou a ocorrer um aumento na produção de electricidade, sendo que as energias de
origem renovável – destacando-se a eólica e solar – começaram a ter uma notoriedade que, até
então, não era observada.
Segundo dados da RTE France, em 2013, a produção líquida de electricidade aumentou para
550.9TWh, sendo que as centrais nucleares produziram cerca de 73.3% deste valor, as hídricas
13.8%, as centrais térmicas 8.1%, as eólicas 2.9%, as fotovoltaicas 0.8% e outras fontes de energia
renovável contribuíram com 1.1% para a produção eléctrica deste país.
Na Figura 2.13. é possível observar a potência instalada por sector do Mix energético Francês.
Figura 2.13. – Potência instalada por sector do Mix energético, em França [60]
2.4. A Liberalização do Sector Eléctrico
2.4.1. Organização do Sistema Eléctrico
A indústria de energia eléctrica encontra-se estruturada em produção, transporte, distribuição e
comercialização.
Segundo a literatura, o modelo de organização verticalmente integrada, não incluindo concorrência a
nenhum nível, tem prevalecido; neste modelo, uma única empresa detém o exclusivo da produção e
da entrega aos consumidores finais através das redes de transporte e distribuição. O planeamento e
desenvolvimento do parque produtor estava intrinsecamente relacionado com as mesmas fases da
20
rede de transporte de energia. A coordenação deste processo era feita de forma a garantir que a
totalidade da procura era satisfeita, ao mesmo tempo que o sistema eléctrico funcionava dentro de
limites que garantissem a segurança e fiabilidade do mesmo [6]. As decisões sobre investimentos em
transmissão eram tomadas de forma central, conjuntamente com as decisões associadas aos
investimentos em geração. Baseados nas previsões da procura da energia eléctrica, as empresas
optavam pela construção de novas centrais de determinado tipo ou por contratos de importação de
energia, sendo que os investimentos na rede de transporte eram realizados em concordância com os
investimentos em geração, bem como com as necessidades de importação e a localização das
cargas [9].
Recentemente, desmantelaram-se as empresas verticalmente integradas e iniciou-se a liberalização
do sector. Este processo baseia-se na introdução de concorrência na geração e comercialização de
energia, conferindo aos consumidores a poder de optar livremente pelo seu fornecedor de
electricidade [10]. A concorrência foi introduzida na produção e comercialização de electricidade,
enquanto a transmissão se manteve um monopólio natural regulado [9].
Associada à liberalização e à construção do mercado interno de electricidade está um esperado
aumento da concorrência, com reflexos ao nível dos preços e da melhoria da qualidade de serviço, a
que deverá, na teoria, corresponder uma maior satisfação dos consumidores de energia eléctrica [11].
Em [8] é apresentado um modelo – Figura 2.14. – onde se permite a concorrência entre os
produtores, que oferecem a sua energia numa bolsa (pool) em ambiente concorrencial, podendo
ainda ser autorizados a vender directamente aos distribuidores através de contratos bilaterais. Estes
têm acesso livre à rede de transporte e mantêm o monopólio sobre os consumidores finais. Contudo,
a alguns destes, que consomem acima de determinado patamar – designados por consumidores
elegíveis – pode ser conferida a possibilidade de adquirir a sua energia no mercado ou contratar
directamente com os produtores.
Figura 2.14. – Modelo de concorrência no mercado grossista [8]
21
O modelo acima descrito é hoje encarado como uma transição para o outro modelo no qual todos os
consumidores podem escolher o seu fornecedor, requerendo acesso livre às redes de transporte e de
distribuição – Figura 2.15. O fornecedor pode ser um produtor (para os clientes de maior dimensão)
ou um comercializador – que compra a energia por grosso e a vende a retalho [8]. Desde 2006, todos
os consumidores são considerados elegíveis.
Figura 2.15. – Modelo de concorrência no mercado retalhista [8]
É neste contexto que surge a figura do Operador do Sistema de Transporte (TSO). O TSO é
responsável pela gestão e operação da rede de transporte. Dependendo do grau de separação do
sector, este pode ou não possuir estruturas físicas na rede. Na Europa, todos os TSO possuem
estruturas físicas, caso não verificado, por exemplo nos Estados Unidos da América.
2.4.2. O Mercado de Energia
Segundo [4], idealmente, o aumento da integração europeia de mercados de energia eléctrica tem
como objectivo a promoção da concorrência entre agentes, assim como a exploração das
interligações eléctricas entre países fronteiriços e a integração de montantes mais elevados de
energias renováveis. Teoricamente, estes princípios irão beneficiar o consumidor final, tanto ao nível
do mix energético, como na segurança global de abastecimento.
As transformações organizacionais introduzidas ao sector guiaram à criação dos mercados de
energia eléctrica [6], que servem como plataforma para as transacções de energia eléctrica entre
produtores e consumidores [12]. A sua operação alicerça-se nas curvas agregadas da oferta e da
procura dos produtores e consumidores participantes nesse processo. A classificação das ofertas de
venda de energia é feita segundo duas vertentes: ou são consideradas complexas ou simples. As
primeiras correspondem àquelas sujeitas a condições impostas pelos produtores, sendo estas
22
condições de natureza física ou económica. No acto da proposta de compra ou venda de energia,
cada participante no mercado identifica o dia, a hora, o preço e a respectiva quantidade. Todas as
ofertas efectuadas são reunidas, de forma a obter a curva agregada da procura, para determinada
região e data. A curva agregada da oferta é construída com base nas ofertas de energia realizadas
pelos produtores e, similarmente, à dos consumidores [12].
A reestruturação da indústria eléctrica permitiu que os produtores possam estabelecer livremente os
preços das suas ofertas de venda. Assim, as curvas dos custos de produção – próprias do modelo
regulado – são substituídas pelas curvas das ofertas. Se o mercado for competitivo, apesar dos
produtores poderem escolher o preço das suas ofertas de energia, a curva agregada da oferta no
modelo desregulado deve aproximar-se da curva agregada dos custos de produção [2].
A intersecção das curvas agregadas da oferta e da procura permite obter o preço de referência do
mercado para uma determinada hora. Este procedimento encontra-se representado na Figura 2.16..
O preço de referência do mercado deve, então, reflectir a solução referente ao menor custo de
produção e que satisfaz a procura [12]. Este preço é aplicado a todas as unidades de energia
seleccionadas para venda, inclusive as que foram oferecidas a um preço inferior ao estabelecido. Por
exemplo, para os geradores que ofereceram energia a preço zero, todas as suas unidades de energia
vão ser vendidas ao preço de mercado, recebendo estes um valor superior ao preço presente na sua
oferta [10].
Figura 2.16. – Cálculo do preço diário de energia [12]
Este procedimento repete-se, já vez que a energia é negociada para cada uma das 24 horas de cada
dia do ano e é transaccionada no dia seguinte à negociação. O bom funcionamento da bolsa de
energia está a cargo de um agente independente, o operador de mercado. O operador de mercado
tem a responsabilidade de recolher as ofertas de produção e consumo de energia, estabelecer as
curvas agregadas da procura e da oferta, bem como o preço de referência do mercado [10].
Outro método aplicado ao mercado desregulado baseia-se na não obrigatoriedade da bolsa de
energia. Este método confere liberdade aos intervenientes do mercado para estabelecerem, entre si,
contratos bilaterais de transacção de energia não submetidos à regulação [10].
23
2.4.3. Regulação
A abertura do mercado da produção eléctrica constitui outra alteração introduzida ao sector, com a
reestruturação. No entanto, os segmentos do transporte e distribuição eléctrica mantêm-se um
monopólio, sendo que a sua existência – quer seja um monopólio público ou privado – determina a
necessidade de uma acção reguladora, que deve ser exercida pelo estado ou delegada numa
entidade independente [10].
Nesse sentido, as actividades de transporte, distribuição, comercialização de electricidade de último
recurso e de operação logística de mudança de comercializador estão sujeitas a regulação, exercida
pelo regulador energético. No caso português, trata-se da Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos – ERSE. Por outro lado, a segurança no abastecimento é garantida pelo Estado, através
da DGEG, a quem compete a monitorização da segurança no abastecimento [8].
O transporte de energia eléctrica é algo complexo, dificultando a regulação de uma empresa deste
sector. A acrescer a estas dificuldades, o aspecto da flutuabilidade da procura torna a ocupação da
capacidade de transmissão num problema. O maior desafio inerente a esta regulação prende-se com
a optimização do investimento, que deve incentivar uma expansão eficiente da rede, minimizando os
custos de investimento [2].
A regulação de uma empresa de transporte de energia eléctrica deve ponderar objectivos como a
garantia da viabilidade financeira da empresa regulada, a estimulação da prestação justa e adequada
do serviço, bem como incitar a minimização de custos de operação ou motivar a expansão eficiente
da rede. Este último aspecto é principalmente relevante, pois a expansão óptima da rede constitui um
factor crítico para o bom funcionamento do modelo liberalizado do sector [1], [2].
Neste sentido, a regulação económica do sector será tanto mais perfeita quanto melhor for capaz de
criar mecanismos que incentivem as empresas monopolistas a comportar-se como as empresas que
actuam no mercado concorrencial, estimulando a eficiência e a inovação e permitindo-lhes
apropriarem-se, ainda que temporariamente, dos ganhos conseguidos [8].
2.4.4. Contratos Bilaterais
Este modelo de transacção de energia permite que as empresas dos diversos segmentos do sector
energético – produtores, distribuidores, consumidores e comercializadores – negoceiem de forma
directa e livre os preços e condições dos contratos de aquisição de energia. As condições negociadas
– volumes de energia e respectiva data e local da entrega ao comprador – devem considerar os
limites técnicos da rede eléctrica, assim como a sua segurança. Em particular, os contratos devem
ser comunicados à entidade responsável pela rede de transporte, de forma a garantir que a
segurança da rede não é posta em causa [13].
Os contratos bilaterais têm a vantagem de permitir uma maior segurança face à estabilidade dos
preços, já que possibilita a manutenção do mesmo preço de energia durante longos períodos de
24
tempo (seis meses ou mais), evitando a exposição à volatilidade dos preços de mercado. Contudo,
apresenta algumas desvantagens, como é o caso da possibilidade de não contribuir para um
despacho optimizado [13].
Tal como referido, em termos práticos, a comercialização é normalmente efectuada de dois modos
distintos, seja com recurso aos mercados organizados em bolsa (a pool) ou directamente através
destes contratos bilaterais. Enquanto no primeiro caso, os participantes actuam num leilão,
submetendo ao operador de mercado licitações de venda e de compra de energia para determinado
período, nos contratos bilaterais, os diferentes agentes negoceiam directamente os preços, volumes
de energia e duração dos contratos, não sendo necessário recorrer à bolsa para contratar
electricidade.
2.4.5. Planeamento e Expansão da Rede de Transporte
Num mercado liberalizado, a rede de transporte desempenha um papel fundamental. A transmissão é
indispensável para que a procura de energia eléctrica seja satisfeita pela oferta, garantindo a
segurança e a fiabilidade de todo o sistema [2]. Com a liberalização do sector, a transmissão é
também responsável pelo bom funcionamento do mercado. Uma capacidade de transmissão eficiente
garante o livre e justo acesso de todos os intervenientes à energia de baixo custo, mitiga o poder de
mercado por parte dos geradores e aumenta a concorrência a nível da produção eléctrica [2], [7].
Mais recentemente, a rede de transporte tem que garantir a integração da produção descentralizada,
principalmente eólica, que altera fortemente os perfis de produção de electricidade [2], [6].
O planeamento e expansão da rede de transmissão numa indústria eléctrica reestruturada torna-se
num processo complexo, principalmente devido aos investimentos em geração de electricidade serem
feitos por empresas privadas, com base em sinais de mercado. Além disso, a conclusão de uma nova
linha de transmissão demora, regra geral, significativamente mais tempo do que um investimento em
produção [1], [2].
2.4.5.1. Sector Eléctrico Tradicional
Considerando o sector eléctrico verticalmente integrado – dito tradicional – o planeamento da rede
encontra-se centralizado na empresa gestora de todo o sector. Assim, os investimentos em transporte
de electricidade têm por base a necessidade de garantir a segurança e fiabilidade do sistema, bem
como satisfazer o crescimento da procura. Por seu turno, o planeamento do sistema eléctrico baseia-
se na redução de custos [17].
Segundo [17], no sector tradicional, os investimentos em transmissão são de menor valor quando
comparados com a instalação de nova capacidade de produção. Assim, geralmente, o processo de
expansão da rede é feito numa forma sequencial, isto é, a instalação de nova capacidade de
transmissão segue os investimentos em geração. Por outras palavras, os autores do artigo declaram
25
que, primeiramente, é construída a capacidade de geração – resultante no custo de produção mais
baixo – e, só depois, é construída uma linha ou aumentada a capacidade de uma já existente; desta
forma, procura-se potenciar ao máximo a nova capacidade de produção.
Com recurso a estudos económicos pode concluir-se que, nalguns casos concretos, um investimento
em transmissão é suficiente para satisfazer o crescimento da procura, não havendo a necessidade de
instalar nova capacidade de produção. Noutros casos, os investimentos em transmissão são
justificados exclusivamente pela garantia de segurança do sistema. Face ao exposto, é possível
inferir que o planeamento e expansão da rede de transporte – bem como do sistema eléctrico em
geral – consiste num problema de minimização de custos, cujas restrições são a segurança e
fiabilidade do sistema [17].
2.4.5.2. Sector Eléctrico Reestruturado
Com a reestruturação do sector eléctrico e o aumento da incerteza no planeamento da rede de
transporte, novos objectivos foram traçados. Assim, com a expansão da rede de transporte, pretende-
se permitir a competitividade no sector, bem como a livre entrada de todos os participantes no
mercado; além disso, procura-se manter, em todos os instantes, a estabilidade do sistema [18], [19].
Em [19], Buygi conclui que este processo tem como principal função a satisfação das expectativas de
todos os intervenientes no mercado. Em adição, o autor reúne os objectivos esperados pelas partes
interessadas face a um novo projecto na rede de transporte de electricidade:
1. Incentivo e facilitação da concorrência no mercado eléctrico;
2. Acesso indiscriminado a energia de baixo custo;
3. Minimização dos riscos de investimento;
4. Minimização dos custos do investimento e operação;
5. Aumento da fiabilidade da rede;
6. Aumento da flexibilidade do operador do sistema;
7. Redução dos custos da rede;
8. Diminuição dos impactos ambientais;
9. Aumento do valor global do sistema.
No mesmo trabalho, Buygi afirma que o aumento da incerteza é outro factor que diferencia o
planeamento numa indústria regulada face à desregulada. Assim, o autor identifica essas fontes de
incerteza associadas à indústria desregulada:
1. Cargas;
2. Custos de produção e, consequentemente, as ofertas dos produtores;
3. Potência e ofertas de produtores independentes;
4. Transacções de energia com outras áreas e países;
5. Colapso ou encerramento de geradores ou linhas;
6. Expansão ou recuo de produção;
26
7. Expansão ou recuo do consumo;
8. Instalação, encerramento ou reparação de instalações da rede;
9. Custos de expansão de transmissão;
10. Regras de mercado.
Face ao exposto, considerando esta mudança de paradigma e tendo em conta estes novos desafios
presentes no planeamento da rede, impôs-se o necessário desenvolvimento de novos métodos e
critérios.
Nesse sentido, em [22] propõe-se um método de planeamento da rede baseado em padrões de
trânsito de energia distintos. Por outro lado, em [23], desenvolve-se um plano de expansão da rede,
combinando um trânsito de energia probabilístico óptimo e uma tomada de decisão incerta.
Choi, et.al, em [24], apresenta um plano a médio prazo, com recurso a programação linear.
Recorrendo também a programação linear – embora numa formulação mista – os autores de [25]
desenvolvem um plano a longo praxo, para um mercado de electricidade. Em [20] propõe-se um
algoritmo genético para a expansão de um sistema de transmissão. Por outro lado, em [26] e [27]
apresentam-se modelos de expansão baseados na segurança e fiabilidade do sistema.
Sauma e Oren, em [28], expõem um estudo que envolve os critérios económicos a considerar no
planeamento da rede. Por seu turno, em [29], F. Wu explica um modelo que tem em conta
investimentos privados em transmissão e que emite sinais de mercado aos produtores.
Em [30] analisa-se um caso prático aplicado à realidade do TSO italiano, estudando um plano de
desenvolvimento da rede realizado por um TSO proactivo. Em [21] consideram-se diferentes planos
de expansão da capacidade de produção, sendo seleccionado aquele que produz melhores
resultados para os produtores. Posteriormente – e para o mesmo plano de expansão da geração –
são estudados diversos planos de expansão da rede, seleccionando aquele que melhor mitiga o
poder de mercado. Já em [31], F.Wu analisa a evolução dos investimentos em transmissão num
ponto de vista económico e de engenharia. Buygi, em [19], apresenta um método probabilístico que
calcula a função densidade de probabilidade dos preços nodais e, no mesmo trabalho, apresenta
diferentes modelos comerciais. Em [32] é apresentado um modelo analítico de multicamadas e, em
[18], os diferentes métodos de expansão são classificados, sendo feita uma sumarização dos
métodos não determinísticos.
No entanto, e apesar de existirem todos estes métodos de expansão do sistema, é necessária uma
análise económica – além do estudo técnico – sendo imperativo que esta permita estudar os
diferentes impactos de um novo projecto em transmissão, considerando todos os pontos de vista e
obtendo informação relevante acerca dos benefícios recolhidos por todos os participantes no
processo [17].
É neste sentido que se apresentará, mais adiante neste trabalho, uma breve introdução aos conceitos
económicos mais relevantes para o estudo que se pretende efectuar.
27
2.4.6. Sector Tradicional versus Sector Reestruturado
Nesta secção analisa-se, de forma comparativa, as principais alterações observadas entre o sector
eléctrico tradicional e o sector reestruturado. Para tal, apresenta-se a Tabela 2.1., que sintetiza as
mudanças consideradas notórias e descritas ao longo deste documento.
Tabela 2.1. – Alterações trazidas ao sector eléctrico, com a reestruturação
Passado Presente/Futuro
Regime de monopólio Mercados competitivos
Empresas verticalmente integradas Desagregação do sector eléctrico
Custos de geração na base de planeamento e
operação do sistema eléctrico
Indicadores do preço de electricidade na base de
planeamento e operação do sistema eléctrico
Preço da electricidade permitia recuperação de
custos de investimento e exploração Preço da electricidade ditado pelo mercado
Tarifação baseada em custos médios Tarifação em tempo real
Procura inelástica Procura elástica
Minimização de custos Maximização de lucros
Solução matemática única
(problema de optimização)
Grande número de estratégias de operação
(problema de decisão)
2.4.7. Enquadramento no Mercado Europeu de Electricidade
A Directiva Europeia 96/92/CE constituiu um grande marco para o sector da energia, tornando real o
processo de liberalização que reestruturou a indústria Europeia de electricidade [9]. Introduziu-se a
concorrência na produção, conferindo aos consumidores o direito de escolha de fornecedores. A nova
capacidade de geração passou a ser atribuída mediante autorização ou adjudicada por concurso.
Definiram-se as condições de acesso de terceiros às redes, sendo resolvida a questão do
reconhecimento dos custos pelos direitos do uso das infra-estruturas de transporte. Ocorreu uma
separação de segmentos, tornando o segmento da transmissão independente da produção e
comercialização, ao nível da gestão [14].
Em 1998 uma segunda directiva (2003/54/CE) surge, visando uma actualização das regras
estabelecidas pela directiva anterior. A nova capacidade de transmissão é construída mediante
autorização ou, em casos de falta de garantia de abastecimento, através de concurso. Os segmentos
do transporte e distribuição sofrem alterações tais, que lhes conferem independência quer a nível
jurídico, quer a nível organizacional e de tomada de decisão. Com esta directiva, a aplicação de
tarifas ao acesso à rede visou a não descriminação de clientes e, nos casos de insuficiência de
capacidade de transmissão, o operador terá a possibilidade de negar o acesso à rede [14].
Tal como referido, a abertura do mercado e o consequente crescimento nas trocas de energia, assim
como o aumento da produção descentralizada, conduziu a um crescente congestionamento na rede
28
Europeia [6]. As autoridades Europeias reconhecem que o uso eficiente das infra-estruturas
existentes, assim como a expansão da rede de transmissão transeuropeia são indispensáveis ao bom
funcionamento do Mercado Interno Europeu de Electricidade. Apesar de as redes nacionais
europeias serem robustas, estas necessitam de estar bem interconectadas, pois só assim se
consegue desenvolver uma rede suficientemente sólida e flexível, constituindo a base do Mercado
Interno Europeu. Assim, a débil interligação das redes Europeias é um problema reconhecido desde o
início do processo de liberalização do sector. Este aspecto tem especial destaque na Directiva
(2003/54/CE) de Julho de 2004. Em 2003, a Trans-European Energy Networks, com base na
frequência e gravidade do congestionamento e da capacidade de transmissão inter-países, elaborou
uma lista dos principais bottlenecks Europeus. Com base nos dados presentes nessa publicação,
conclui-se que países com pouca capacidade de interligação não são necessariamente os países que
sofrem maior congestionamento e que os países com maior capacidade de interligação não são,
necessariamente, aqueles que apresentam valores de congestionamento mais baixos [9].
Segundo a literatura, recentemente, a Comissão Europeia, através de um inquérito aos sectores
Europeus do gás e electricidade, afiança que a maioria das fronteiras apresenta grau de
congestionamento significativo. O mesmo estudo permitiu identificar níveis elevados de
congestionamento em algumas redes nacionais [2].
2.4.7.1 O Caso Ibérico: MIBEL
No final dos anos 90, a geografia Europeia, aliada à grande variedade de soluções e aos distintos
graus de liberalização já existentes dentro dos estados membros, faziam prever que a implementação
do Mercado Único de Energia Europeu não fosse simples. Partindo deste princípio, a Comissão
Europeia decidiu desenvolver o Mercado Interno Europeu baseado nos mercados regionais já em
desenvolvimento. Neste sentido, em 2000, o Governo português propôs ao Governo espanhol a
criação de um novo mercado regional de electricidade, o MIBEL [14].
O Mercado Ibérico de Electricidade permite a qualquer consumidor adquirir energia, num regime de
concorrência, a qualquer produtor ou comercializador Português ou Espanhol, tendo como principais
objectivos [14]:
- Beneficiar os consumidores de electricidade dos dois países;
- Estruturar o funcionamento do mercado liberalizado;
- Construir um preço de referência único para Portugal e Espanha;
- Possibilitar o livre acesso ao mercado, em condições de igualdade, transparência e
objectividade;
- Favorecer a eficiência económica das empresas do sector eléctrico;
- Promover a livre concorrência entre as mesmas.
O MIBEL entrou em funcionamento em Julho de 2006, tendo como operador de mercado o OMI. Este
operador dispõe de dois pólos: um em Espanha e um em Portugal, sendo o primeiro responsável pelo
mercado diário (OMEL) – isto é, o chamado spot market ou Mercado à Vista – e o segundo dirigido
29
para o mercado a prazo (OMIP) [14]. Na Figura 2.17. é possível observar a estrutura organizacional
do Operador de Mercado Ibérico.
Figura 2.17. – Organização do Operador de Mercado Ibérico (OMI) [14]
2.4.7.2. O Caso Francês: Powernext
Tal como no caso Ibérico – e a já descrita constituição do MIBEL – a história do caso Francês e a
criação do Powernext, prende-se com os distintos graus de liberalização existentes dentro dos
estados membros da União Europeia e a consequente implementação do Mercado Único de Energia
Europeu. Neste sentido, a Comissão Europeia desenvolveu o Mercado Interno Europeu baseado nos
mercados regionais já em desenvolvimento e, em Julho de 2001 foi criado o mercado francês
homónimo do MIBEL: o Powernext.
Assim como no MIBEL, este também permite a qualquer consumidor adquirir energia, num regime de
concorrência, tendo objectivos em tudo semelhantes ao do mercado ibérico.
O Powernext é uma empresa de investimentos regulada, sedeada em Paris e cujo capital é detido por
doze TSOs de electricidade e gás natural e concessionárias energéticas europeias, como a RTE, a
EDF ou a Total.
Esta empresa é ainda detentora de metade do capital do EPEX Spot – mercado de energia
equivalente ao OMEL, com sede em França – sendo a EEX Alemã detentora do restante capital. Este
pólo do Powernext negoceia energia nos mercados Francês, Alemão, Austríaco e Suíço e iniciou a
30
sua actividade a 1 de Janeiro de 2009, constituindo, assim, o chamado Mercado à Vista ou spot
market daqueles países.
Já em Abril de 2009, foi constituída a empresa EEX Power Derivatives, dedicada exclusivamente ao
Mercado de Derivados – ou seja, o mercado a prazo – sendo o equivalente francês do OMIP e
estando sedeado na Alemanha [62], [63]. A Powernext detém 20% do capital desta empresa, sendo o
restante capital detido pela EEX Alemã.
Na Figura 2.18. encontra-se um diagrama da estrutura do Powernext na operação do mercado de
electricidade.
Figura 2.18. – Organização do Powernext como mercado de electricidade [62]
31
Capítulo 3 – Contexto Económico
Para que a expansão da rede de transporte de electricidade seja óptima, é importante uma análise
económica profunda que vise os impactos que um projecto em transporte de electricidad tem em
todas as partes envolvidas. Com recurso a alguns conceitos económicos, estes impactos podem ser
medidos, nomeadamente se forem analisados os excedentes dos produtores e consumidores, bem
como o excedente económico-social. Estas noções são de extrema importância, constituindo os
alicerces para análises sustentadas de custo-benefício, e que são decisivos na tomada de decisão
em investimentos em transmissão eléctrica.
É neste sentido que, no presente capítulo, serão revistos estes conceitos, de tal forma que seja
possível facilitar a compreensão do trabalho desenvolvido.
3.1. Lei da Utilidade Marginal Decrescente
À medida que o consumo de determinado bem aumenta, a respectiva utilidade marginal diminui. Por
outras palavras, para o consumidor, as primeiras unidades adquiridas de determinado bem possuem
um valor mais elevado que as restantes. A utilidade total aumenta com o consumo. Não obstante, a
utilidade marginal – utilidade da unidade seguinte adquirida – diminui [33]. De uma forma mais
sintética, pode dizer-se que a utilidade de cada unidade de determinado bem decresce com o
aumento da oferta desse mesmo bem.
Esta lei constitui a base dos conceitos que se apresentam de seguida [33]
3.2. Excedente
O conceito de excedente, ou superavit, está intrinsecamente ligado ao conceito de utilidade de
determinado bem ou serviço e o seu respectivo valor. Este conceito é indissociável dos conceitos de
consumidor e produtor. Neste sentido, é possível distinguir três tipos de excedente em economia: o
excedente do consumidor, o excedente do produtor e o excedente económico-social. No entanto, ao
elaborar uma análise de investimentos em transmissão de energia eléctrica, o excedente económico-
social não está confinado unicamente ao excedente do produtor e do consumidor; com efeito, uma
terceira parcela deverá ser incluída: as rendas de transmissão. Estas constituem a fonte de receitas
dos detentores das linhas [33]. As rendas de transmissão consistem no custo do transporte de
energia, correspondendo à diferença entre o valor pago pelos consumidores e aquele recebido pelos
produtores [35]. Este assunto, tal como o custo de congestionamento, será estudado em maior
detalhe mais à frente neste trabalho.
32
3.2.1. Excedente do Consumidor
O conceito de excedente do consumidor é definido como sendo a diferença entre a utilidade total de
um bem e o respectivo valor de mercado, podendo ser analisado segundo duas perspectivas: o
excedente do consumidor de um indivíduo isolado ou de um mercado.
Na perspectiva de um indivíduo isolado, o excedente do consumidor resulta da lei da utilidade
marginal decrescente; isto é, à medida que o consumo de um bem aumenta, tende a diminuir a sua
utilidade marginal. Assim sendo, a utilidade do consumidor é superior ao valor de mercado, sendo
definida pelo integral da curva da procura desse indivíduo, limitado pela recta do preço de mercado.
Já no que diz respeito ao excedente do consumidor de um mercado, a sua definição assemelha-se à
anterior mas considerando a curva de procura agregada de um mercado, ao invés da curva da
procura de um único consumidor. A curva da procura agregada corresponde àquela que quantifica
aquilo que os consumidores estão disponíveis a pagar por cada unidade consumida desse bem.
Assim sendo, a área abaixo dessa curva – representativa da utilidade desse mesmo bem – subtraída
do valor de mercado, corresponde ao excedente dos consumidores. Teoricamente, um investimento
apenas deve ser efectivado, no caso em que o excedente total do consumidor supere os seus custos
[33].
3.2.2. Excedente do Produtor
O conceito de excedente do produtor define-se pela diferença entre as receitas dos produtores e os
seus custos totais. Neste caso, ocorrem também duas perspectivas – excedente individual ou de um
mercado – e são definidos analogamente ao excedente do consumidor [33]. Na Figura 3.1.
encontram-se representados os excedentes do consumidor e do produtor.
Figura 3.1. – Excedente do produtor e excedente do consumidor [33]
33
3.2.3. Excedente Económico-Social
Este conceito é definido pela soma dos excedentes dos produtores e dos consumidores,
representando a utilidade total – gerada por determinada economia – que excede os seus custos de
produção totais. Uma economia é tão mais eficiente quanto maior for o excedente económico, gerado
a partir dos recursos disponíveis [33].
3.3. Elasticidade
As leis da procura e da oferta indicam a direcção das variações do preço e da quantidade em
resposta às várias alterações de mercado. Contudo, de um modo geral, não é muito elucidativo saber
apenas que o preço e a quantidade aumentam ou diminuem, para se conhecer o mercado. O
conhecimento da grandeza relativa de cada uma das variações constitui também um ponto
importante da análise microeconómica.
É essencial medir e descrever a magnitude relativa das variações das quantidades de um produto
face às alterações dos preços e de outras variáveis explicativas. A medida desta magnitude é
explicada pelo conceito de elasticidade [51].
3.3.1. Elasticidade Preço da Procura
Em economia, o conceito de procura – ou demanda – corresponde à quantidade de
um bem ou serviço que os consumidores desejam adquirir, por determinado preço, num
dado mercado, durante uma unidade de tempo. À quantidade desse bem ou serviço que os
consumidores desejam e podem comprar, atribui-se o nome de quantidade procurada ou demandada.
A quantidade demandada depende de variáveis que influenciam a escolha do consumidor pela
compra, ou não, de um bem ou serviço: o seu preço, o preço dos outros
bens substitutos ou complementares e o gosto ou preferência do indivíduo.
A procura constitui a principal influência da oferta, ou seja, é a procura que determina o movimento
da oferta. Assim sendo, para as empresas, além de identificar os desejos e as necessidades dos
seus consumidores, é de extrema importância identificar a demanda para um determinado produto
ou serviço, uma vez que é esta que ditará o quanto se comprará da oferta que a empresa
disponibiliza no mercado. De uma forma mais simplista, será o mesmo que saber quem e quantos
são os consumidores que irão adquirir o produto ou serviço.
Imagine-se que, num dado contexto, a oferta de determinado produto diminui; ou seja, a curva de
oferta deste produto move-se para a esquerda. Fazendo uso das leis da procura e da oferta, sabe-se
que o preço de equilíbrio aumentará e a quantidade de equilíbrio baixará. À grandeza relativa de cada
uma destas variações dá-se o nome de elasticidade da procura.
34
De forma menos rigorosa, diz-se que a curva de procura é elástica quando a quantidade procurada é
muito sensível às variações do preço. Contrariamente, quando a quantidade procurada pouco reage
às variações do preço, diz-se que a curva de procura é inelástica.
Uma análise mais sólida das variações relativas do preço e da quantidade procurada requer o
conhecimento da medida da elasticidade preço da procura.
A elasticidade preço da procura (ou simplesmente elasticidade da procura) é a medida da
sensibilidade da quantidade procurada de um produto face à sua variação do preço. A elasticidade
preço da procura é representada simbolicamente pela letra grega 𝜂. Matematicamente, define-se do
seguinte modo [51]:
(1)
A inclinação da curva de procura é negativa e, por isso, a elasticidade preço da procura assume um
valor negativo. Contudo, para facilitar a interpretação do valor numérico, é usual ignorar-se o sinal
negativo e admitir-se que a grandeza desta elasticidade é positiva.
Deste modo, quanto maior é a sensibilidade da quantidade procurada em relação às variações do
preço, maior é a medida da elasticidade preço da procura.
O valor numérico da elasticidade preço da procura pode variar de zero a infinito. A elasticidade é igual
a zero quando a quantidade procurada não reage à variação do preço. Diz-se, então, que a procura é
perfeitamente inelástica. A elasticidade é menor que a unidade quando a variação percentual da
quantidade procurada é menor que a variação percentual do preço. A procura é assim inelástica. A
elasticidade é unitária (igual a 1) quando as duas variações percentuais são iguais. A elasticidade é
maior que a unidade quando a variação percentual da quantidade procurada é maior que a variação
percentual do preço. É o caso da procura elástica. A elasticidade é igual a infinito quando os
compradores se dispõem a comprar qualquer quantidade do bem em causa a um dado preço e se
dispõem a comprar nada a um preço maior. A procura é, deste modo, perfeitamente ou infinitamente
elástica [51].
3.3.2. Elasticidade Preço da Oferta
Num sentido amplo, o conceito de oferta indica o que é disponibilizado ao mercado, independente da
sua natureza. Define-se, também, como a quantidade de bens que os vendedores estão dispostos a
comercializar em diversos níveis de preço. De acordo com esta lei, sempre que o preço aumenta, a
quantidade ofertada aumenta; por outro lado, sempre que o preço diminui, a quantidade ofertada
também diminui. Como parâmetro para o estabelecimento dos preços dos produtos pelo mercado, a
oferta possui um peso inversamente proporcional – isto é, quanto maior a oferta, menor o preço. A
oferta é influenciada directamente pela demanda do produto [51].
35
O conceito de elasticidade pode também ser aplicado à oferta. Com a devida precaução e mudando
os nomes das variáveis, a generalidade das definições e fórmulas utilizadas para a elasticidade da
procura podem ser aplicadas ao caso da oferta.
A elasticidade preço da oferta (ou simplesmente elasticidade da oferta) mede a sensibilidade da
quantidade oferecida de um produto face à variação do seu preço. É denotada por 𝜀𝑆 e é
matematicamente definida da seguinte forma:
(2)
A inclinação da curva de oferta de um produto é positiva, ou seja, o aumento (a diminuição) do preço
causa o aumento (a diminuição) da quantidade oferecida. O preço e a quantidade variam na mesma
direcção. Por esta razão, o valor da elasticidade da oferta é positivo. Contudo existem dois casos
especiais. Se a curva de oferta é vertical, o valor da elasticidade da oferta é zero; e se a curva de
oferta é horizontal, o valor da elasticidade da oferta é infinito. Entre estes dois extremos, o valor da
elasticidade varia e depende da configuração da curva de oferta [51].
36
37
Capítulo 4 – Coordenação de Investimentos
4.1. Coordenação dos Investimentos no Transporte e Produção de Electricidade
Um investimento em nova capacidade de transporte pode ser encarado como substituto à capacidade
de produção de electricidade. Contudo, um novo projecto de transporte não pode ser considerado
apenas como substituto ou complemento à produção, mas sim um misto das duas características [1].
As consequências de um investimento em transmissão eléctrica são diferentes, dependendo do ponto
de vista adoptado, nomeadamente naquilo que respeita ao preço da energia fornecida em cada nó da
linha de transmissão – preço nodal. Tanto um produtor como um consumidor num nó importador
vêem um novo projecto em transmissão como substituto à produção. Contrariamente ao consumidor,
que beneficia do preço mais baixo da electricidade – que a nova capacidade de transmissão permite
– o produtor sofre uma diminuição das receitas. No nó exportador, a nova capacidade de transmissão
é encarada como suplemento, uma vez que permite ao produtor exportar uma quantidade de energia
maior, aumentando as suas receitas. Se, em produção eléctrica, não se assumirem economias de
escala, o aumento da quantidade exportada pelo produtor, tem como consequência o aumento dos
custos de produção. Estes últimos, irão reflectir-se num aumento do preço da energia, que conduzirá
ao decréscimo do excedente dos consumidores do nó exportador [1].
Segundo H.Chao e R. Wilson, em [1], para fazer face ao aumento da procura – ou ao fecho de um
centro produtor num nó da rede – existem duas soluções distintas. A primeira passa pelo incremento
da capacidade de transmissão, que possibilita a importação de energia mais barata, proveniente de
um nó cujo preço marginal é mais baixo. A segunda passa por uma empresa privada avançar com a
construção de nova capacidade de geração no nó em causa, substituindo assim a necessidade de
investimento em transmissão.
Na sequência desta dualidade de soluções, é imperativa uma coordenação coerente entre
investimentos em produção e transmissão de electricidade, não só devido à característica de
complemento e substituição dos mesmos, como também devido à forte interligação entre os dois
segmentos desta indústria. Se por um lado, o congestionamento da rede pode influenciar os
processos de operação e planeamento dos produtores – afectando a localização e capacidade de
novas centrais – por outro, a expansão do parque produtor pode aumentar os níveis de
congestionamento da rede, comprometendo a eficiência dos reforços da mesma [15].
A liberalização do mercado eléctrico teve como consequência a descentralização da tomada de
decisões respeitantes à coordenação de investimentos em transporte e produção de electricidade. Os
investimentos em nova capacidade de produção são realizados por empresas privadas cujo objectivo
é, inevitavelmente, a maximização dos seus lucros. Na rede de transporte, é o TSO que tem a
responsabilidade dos investimentos em nova capacidade. O objectivo deste operador de mercado
passa por garantir a segurança da rede e maximizar o bem-estar social. O desalinhamento de
38
objectivos do planeamento da rede de transporte pode resultar num conflito entre factores
económicos, de segurança e bom funcionamento da rede [15]. Neste contexto, um dos desafios
presentes a um TSO é o planeamento imparcial da expansão da rede. Este planeamento e expansão,
a longo prazo, devem resolver o congestionamento desde que seja economicamente viável. O TSO
deve investir de forma a reduzir os custos da rede, através de uma ponderação dos custos de
congestionamento e de investimento, maximizando assim o bem-estar social.
4.2. Congestionamento na Transmissão
A liberalização da indústria eléctrica trouxe alterações severas aos fluxos de energia. No sector
tradicional, a localização dos centros produtores era estável e mais fácil de prever. A reestruturação
possibilitou a transacção de energia sem restrições, incrementando o trânsito de energia, tornando-o
mais dinâmico. A isto acresce o contributo do aumento da produção descentralizada. Neste novo
cenário, assiste-se ao aumento significativo de congestionamento na rede [6].
Quando, devido aos limites de segurança das linhas, não existe capacidade suficiente para suportar
todos os pedidos de serviço de transporte de energia, diz-se que ocorre congestionamento na
transmissão. Para garantir a fiabilidade do sistema, o TSO efectua um redespacho dos geradores e,
no limite, nega alguns pedidos de transmissão, impedindo que as linhas colapsem. Os custos
associados ao congestionamento equivalem a cerca de 3% a 5% do preço total de energia. Em
adição ao seu custo, o congestionamento conduz à diminuição do efeito da concorrência entre
produtores, impedindo o acesso a energia a baixo custo a uma parte dos consumidores [2].
Em [35] expõem-se diferentes métodos para fazer face ao congestionamento e respectivos custos,
sendo analisado um exemplo simples de dois nós interligados. Aqui, é analisado o impacto do
congestionamento num sector eléctrico vertical. No que concerne à indústria eléctrica reestruturada,
os autores nomeiam três métodos distintos para gerir os custos de congestionamento identificados
como: Uplift Charges, System Redispatch Costs e Congestion Revenues. Nesta secção, apresenta-se
em traços gerais o trabalho desenvolvido em [35], expondo os aspectos que se consideram
fundamentais para o propósito desta dissertação.
4.2.1. Custos de Congestionamento: Sector Tradicional
O congestionamento da rede de transporte de electricidade e respectivos custos são característicos
não só de um mercado de energia liberalizado como, também, de um mercado regulado [2].
Analisando o caso prático descrito por Lesieutre, et.al, em [35], é possível identificar os custos de
congestionamento respeitantes ao modelo centralizado do sector eléctrico, bem como a forma como
estes são distribuídos. Lesieutre, et.al caracteriza os nós por uma procura inelástica de 500MW. No
que concerne à linha de transmissão estudam-se dois casos: no primeiro a capacidade da linha é
ilimitada; no segundo, considera-se a linha com capacidade limitada.
39
Figura 4.1. – Sistema de dois nós interligados [35]
Figura 4.2. – Custos de produção nodais [35]
Atente-se nas Figuras 4.1. e 4.2.. Cada produtor, em cada nó, oferece a energia ao custo marginal.
Adicionando as curvas da oferta de cada produtor, em cada nó, definem-se as curvas agregadas de
oferta nodais. Na Figura 4.2. encontram-se representadas as curvas da oferta para cada nó.
Para o cálculo do despacho económico – que corresponde à solução de menor custo de produção –
intersectam-se as linhas agregadas da oferta nos dois nós. Para suprir a procura em cada nó,
produzem-se 700MW no nó A e 300MW no nó B. A linha de transmissão de capacidade ilimitada
permite um trânsito de energia de 200MW de A para B. Não existindo quaisquer restrições ao nível do
transporte de energia, o preço nodal é igual nos dois nós, tendo o valor de $25.
Impondo um limite de 100MW à capacidade de transmissão na linha que liga os dois nós, verifica-se
uma influência no despacho económico do sistema. Contrariamente ao caso anterior, são transferidos
apenas 100MW. Conclui-se que os restantes 100MW (fundamentais para satisfazer a procura no nó
B) terão de ser produzidos pelo produtor localizado em B. Com a Figura 4.4. conclui-se que, havendo
esta restrição na capacidade, o custo marginal em B aumenta, diminuindo A. Quando comparados
aos custos verificados no caso sem restrição, esta variação nos preços marginais conduz a um
aumento global dos custos de produção de energia. O custo de produção global corresponde à área a
sombreado da figura, limitada pelas curvas agregadas da oferta dos dois nós. Tratando-se de uma
empresa verticalmente integrada, o aumento nos custos é considerado como o preço a pagar pela
segurança do sistema. Este preço é distribuído pelos consumidores dos dois nós.
40
Figura 4.3. – Sistema de dois nós com limitação na transmissão [35]
Figura 4.4. – Custos de produção devido a limitação da capacidade de transmissão [35]
Observando a Figura 4.5. verifica-se uma diminuição dos custos de produção, com o aumento do
excedente dos consumidores que seria obtido através do aumento da capacidade de transmissão. A
redução dos custos de produção não é obtida exclusivamente através da instalação de nova
capacidade de transmissão. O investimento em produção eléctrica no nó cujo custo de produção seja
mais elevado poderá funcionar como um mecanismo de substituição ao investimento na ligação. Tal
como está patente na Figura 4.5., esta redução de custos – obtida através do incremento da
capacidade de transporte – constitui um instrumento importante na tomada de decisões sobre novas
estratégias e investimentos na rede, de forma a tornar o sistema mais eficiente.
Figura 4.5. – Efeito de um investimento em transmissão nos custos de produção [35]
41
Quaisquer decisões tomadas envolvendo investimentos, terão diferentes impactos sobre as partes
interessadas no processo, uma vez que nova capacidade de produção ou transmissão implica
impactos distintos consoante o ponto de vista do consumidor, do produtor e do nó onde estes se
localizam. De notar que, nesta secção do trabalho, apenas se pretende analisar os diferentes
métodos de gestão do congestionamento e respectivos impactos. Considerando o exemplo de uma
indústria tradicional apura-se que, sendo os produtores remunerados pelos seus custos de produção,
apenas os seus custos variáveis seriam recuperados. Os custos fixos dos produtores são obtidos
através do estabelecimento de contratos [2].
4.2.2. Custos de Congestionamento: Sector Reestruturado
Nesta secção analisa-se um mercado reestruturado, onde a concorrência é introduzida ao nível da
produção, sendo que a transmissão fica a cargo de uma empresa que é um monopólio natural.
No mercado liberalizado as curvas nodais agregadas da oferta são construídas com base nas ofertas
de energia realizadas pelos produtores e não nos custos marginais de produção. No cado de um
mercado competitivo, as curvas de energia oferecidas pelos produtores devem aproximar-se das
curvas representativas dos seus custos de produção [35].
No modelo liberalizado, introduz-se o conceito de preços marginais locais e de preço de referência do
mercado. Tal como anteriormente, nas ofertas de energia feitas pelos produtores, os preços
marginais locais substituem os custos marginais de produção. O preço de mercado – ou preço de
referência – constitui o preço pelo qual vão ser vendidas todas as unidades de energia consumidas
numa determinada região, que pode conter vários nós. Este valor corresponde ao preço ao qual foi
oferecida a última unidade de energia aceite pelo mercado, sendo aplicado a todas as unidades de
energia que foram primeiramente aceites e oferecidas a um preço inferior [35].
A Figura 4.6. apresenta as curvas agregadas da oferta para o exemplo de dois nós estudado
anteriormente. Analisa-se, agora, o caso do mercado restruturado sem restrições ao nível do
transporte entre os nós A e B.
Figura 4.6. – Preço de referência no sector desregulado [35]
42
Analogamente ao caso anterior, os produtores localizados em A produzem 700MW de energia e os
do nó B 300MW. Para a suprir a procura inelástica de 500MW em cada nó, ocorre um trânsito de
200MW de A para B. Não havendo restrições à capacidade de transporte, o preço de mercado, em
cada hora, é igual em ambos os nós ($25). Este será também o preço de mercado, pelo que,
seguindo o princípio anterior, será aplicado a todas as unidades de energia vendidas. Partindo deste
valor, as receitas pagas pelas cargas aos geradores nos dois nós podem ser calculadas:
700[𝑀𝑊] × 25[$ /𝑀𝑊ℎ] + 300[𝑀𝑊] × 25[$ /𝑀𝑊ℎ] = 25000[$ / ℎ] (3)
A área a sombreado, na Figura 4.6., corresponde ao valor pago a cada grupo de produtores, A e B.
Este valor é superior ao custo de produção e o excedente dos produtores corresponde à área
sombreada acima da curva da oferta. Neste modelo, o facto de as receitas do produtores serem
superiores aos seus custos funciona como incentivo ao investimento em produção de baixo custo, o
que, a longo-prazo, se traduz numa redução de custos de produção [2].
Analisando, agora, um sistema sujeito a um limite de capacidade de transporte de 100MW – Figura
4.7. – o resultado obtido será semelhante ao do caso do mercado não liberalizado. A procura de
500MW em cada nó é satisfeita através de 600MW e 400MW nos nós A e B, respectivamente. A
energia transportada é de 100MW de A para B.
Figura 4.7. – Efeito da restrição na capacidade de transmissão [35]
O decréscimo de produção em A conduz à diminuição do preço marginal local para $23. Em B, ocorre
o oposto: o preço marginal local aumenta de $25 para $30, resultado do incremento de produção.
Analisados estes casos práticos apresentados em [35], impõe-se necessária a análise dos três
métodos apresentados pelos autores para lidar com os custos de congestionamento. Lesieutre et.al
afirma no seu trabalho que os métodos Uplift Charges, System Redispatch Payments e Congestion
Revenues, são aqueles utilizados no mercado liberalizado de energia Norte-Americano.
43
4.2.2.1. Uplift Charges
Este método é aquele que mais se aproxima do caso de uma indústria eléctrica vertical. Apesar dos
preços marginais locais diferirem, é estabelecido um preço comum aos dois nós do sistema. Na
Figura 4.8. a área a sombreado representa as receitas dos produtores. Estas receitas podem ser
calculadas como se segue:
600 × 25 + 300 × 25 + 100 × 27,5 = 25250 [$ / ℎ] (4)
Figura 4.8. – Custos de congestionamento segundo o método Uplift Charges [35]
O custo associado ao congestionamento, neste método, é definido como Uplift Charges e é igual a
$250/h. O preço de mercado cobrado às cargas, independentemente da sua localização, é obtido
através da equação:
25250[$/ℎ] / 1000[𝑀𝑊] = 25.25[$/𝑀𝑊ℎ] (5)
O estabelecimento de um preço de referência aplicado aos consumidores, em caso de
congestionamento, não incentiva o investimento em nova geração onde esta é mais necessária.
Assim, a competitividade do mercado a longo prazo pode não ser preservada [35].
4.2.2.2. System Redispatch Costs
Em caso de congestionamento – e contrariamente ao método anterior – este método define dois
preços de referência diferentes. O preço de referência em cada localização equivale ao preço
marginal local. Analisando de forma comparativa com o caso em que não ocorre congestionamento, e
considerando preços locais distintos, verifica-se um decréscimo nos custos por parte dos
consumidores em A e um aumento de custos em B.
Na Figura 4.9., é possível observar as alterações aos encargos dos consumidores em cada região.
44
Figura 4.9. – Variação de custos devido ao redespacho [35]
Com a expressão matemática que se segue, é possível calcular o aumento dos custos globais dos
consumidores do sistema com restrição, comparativamente ao sistema sem restrições na
transmissão:
600[𝑀𝑊] × 23[$/𝑀𝑊ℎ] + 400[𝑀𝑊] × 30[$/𝑀𝑊ℎ] – (6)
700[𝑀𝑊] × 25[$/𝑀𝑊ℎ] − 300[𝑀𝑊] × 25[$/𝑀𝑊ℎ] =
= 800 [$ / ℎ]
Comparando o método Uplift Charges com este que agora se estudou, observa-se que, neste último,
o aumento de 800$/MWh nos custos dos consumidores é superior ao do primeiro. Em adição,
verifica-se que o aumento dos custos devidos a congestionamento, não são distribuídos por todos os
consumidores, mas sim apenas pelos consumidores do nó B.
Este método de gestão do congestionamento foi concebido principalmente para ser aplicado em
tempo real, sendo a sua utilização possível noutros horizontes temporais [6].
4.2.2.3. Congestion Revenues
Este método, também designado como Market Splitting, é semelhante ao anterior, na medida em que
a gestão do congestionamento é feita recorrendo à definição de preços de referência distintos para
cada uma das regiões afectadas.
As linhas que atingem o limite de funcionamento são identificadas e o sistema é dividido em dois ou
mais subsistemas separados por troços congestionados [36]. Os preços de referência de cada
subsistema, são definidos com base nas curvas da oferta e procura locais e correspondem ao preço
marginal local [6], [36].
Segundo este método, as receitas pagas aos produtores independem do local onde a energia é
consumida. Assim, ocorre uma discrepância entre o valor pago pelos consumidores e o recebido
45
pelos produtores. Tal como se observou, os preços de referência dos nós A e B são 23$/MWh e
30$/MWh, respectivamente. O valor recebido pelos produtores calcula-se, então, como se segue:
600[𝑀𝑊] × 23[$/𝑀𝑊ℎ] + 400[𝑀𝑊] × 30[$/𝑀𝑊ℎ] = 25800[$/ℎ] (7)
O custo pago pelos consumidores é superior ao recebido pelos produtores, uma vez que toda a
energia consumida em cada nó é cobrada ao respectivo preço marginal local:
500[𝑀𝑊] × 23[$/𝑀𝑊ℎ] + 500[𝑀𝑊] × 30[$/𝑀𝑊ℎ] = 26500[$/ℎ] (8)
À diferença entre aquilo que é pago pelas cargas e o recebido pelos produtores dá-se o nome de
rendas de congestionamento. Estas rendas são distribuídas pelos detentores dos direitos de
transmissão da linha congestionada [35]. Na Europa, as rendas de congestionamento são
normalmente atribuídas ao TSO, ou TSOs envolvidos.
Este método conduz à utilização total da capacidade de transporte. A existência de uma renda que se
considera como a receita do TSO, pode conduzir a que esta, durante o exercício das suas funções,
decida preservar o congestionamento por forma a aumentar as suas receitas. De forma a evitar estes
casos, impõe-se necessária – se não obrigatória – uma maior acção reguladora e, em geral, as
rendas de congestionamento são direccionadas para investimentos de reforço da rede ou diminuição
de tarifas. Este método permite o envio de sinais de mercado eficientes, o que o torna na melhor
solução para resolver o congestionamento a nível estrutural [6].
46
47
Capítulo 5 – Análise Custo-Benefício num Investimento em Transmissão Numa
Rede de Três Nós
Neste capítulo é descrito um modelo de análise de impactos num investimento em transmissão
eléctrica na interligação entre Portugal, Espanha e França. Este modelo é extrapolado para a
realidade do presente trabalho, sendo apresentados os seus fundamentos e formulação, bem como
as suas características técnicas e económicas.
O modelo que aqui se aplica funciona como instrumento de estudo dos diferentes cenários patentes
na coordenação e planeamento das capacidades de produção e transporte de electricidade em
mercados competitivos. Este modelo funciona igualmente como ferramenta para identificação de
alguns dos principais efeitos quantitativos das estratégias de investimento no sector, na perspectiva
de todos os stakeholders. O foco principal incide sobre investimentos cujas consequências são
principalmente económicas, tais como os efeitos sobre o padrão de preços nodais da rede.
Em [1] apresentam-se diferentes modelos que permitem estudar os impactos económicos de um
investimento em capacidade de transmissão. Para diferentes objectivos e cenários, os modelos
calculam o ponto óptimo de funcionamento do sistema eléctrico, tendo como variáveis de optimização
os preços nodais da energia e a capacidade de transmissão a instalar. O modelo que se segue, bem
como os seus fundamentos, têm o artigo referido como base.
Os modelos propostos por H.Chao e R.Wilson são classificados em dois grupos distintos, de acordo
com a natureza dos investimentos. Por um lado, consideram-se os modelos que atentam nos
investimentos realizados por empresas privadas; por outro, aqueles que têm em conta investimentos
regulados. Para o caso de estudo deste trabalho, considera-se o modelo Efficient Transmission
Planning, que se insere no segundo grupo, considerando os investimentos de origem regulada. Em
traços gerais, este modelo tem como objectivo fulcral a maximização do bem-estar social. Neste
sentido, o ponto óptimo calculado pelo modelo corresponde ao excedente social bruto – diz-se bruto,
por não considerar qualquer tipo de distribuição de custos de investimento.
5.1. Características Básicas do Modelo Analítico
5.1.1. Ambiente Estacionário
Para efeitos de aplicação do modelo, assume-se que a rede de transporte e as funções de oferta e
procura em cada nó são conhecidas e estacionárias, excepto para investimentos em nova
capacidade de produção ou transporte. Tal como descrito posteriormente, o modelo estabelece um
status quo com base em capacidades já estabelecidas e, em seguida, avalia projectos de
investimento como incrementos para o status quo.
48
São definidos dois períodos com procuras diferentes, denominados períodos de ponta e vazio. Estes
períodos são considerados síncronos, isto é, os períodos de pico ocorrem simultaneamente em todos
os nós. São desprezadas variações temporais da procura, que se assume constante para
determinado instante. De igual forma, não são considerados os aspectos relativos à segurança do
sistema, podendo apenas estar implícitos nos custos do projecto [1].
5.1.2. Mercado de Energia Competitivo
As empresas de produção de energia eléctrica não são reguladas, isto é, cada uma participa nos
mercados de energia numa base privada. No entanto, o modelo assume que os mercados grossistas
de energia são competitivos; mais especificamente, o preço da energia de um nó é modelado como
correspondendo ao custo marginal local de produção, embora permita um tecto para os preços da
energia nodais. Assim sendo, são conhecidas as curvas de oferta e procura e, apesar de os
produtores terem a possibilidade de escolher o preço a que oferecem a sua energia, assume-se que
as curvas da oferta correspondem ao custo marginal de produção dos produtores. Note-se que os
preços nodais obtidos podem desviar-se dos custos marginais de produção devido à existência de
rendas de transmissão ou aos custos de congestionamento, sempre que estes existam [1].
5.1.3. Possibilidades de Investimento
Os modelos descritos em [1], apenas assumem a possibilidade de investimento em nova capacidade
de transporte de electricidade. Tal como supramencionado, os investimentos em transmissão
eléctrica podem ser encarados como substitutos ou complementos aos investimentos em nova
capacidade de produção. No entanto, neste modelo, os investimentos em produção de energia
eléctrica são excluídos.
5.1.4. Complementaridade e Substituição à Produção
Se, por um lado, a transmissão complementa a produção no nó exportador – permitindo aumentar a
quantidade de energia vendida, com recurso à exportação – por outro, pode funcionar como um
substituto à produção no nó importador, possibilitando a compra de energia a produtores externos.
Dada esta ambivalência dos investimentos em transmissão, para determinado investimento, o modelo
permite analisar os consequentes impactos em cada nó e em cada uma das partes envolvidas.
5.1.5. Métodos de Recuperação de Custos de Investimento
O método utilizado – Efficient Transmission Planning – não considera qualquer tipo de distribuição de
custos.
49
5.1.6. Medição de Impactos no Bem-estar social
Assume-se que as funções agregadas da oferta e da procura, em cada nó, são conhecidas; por
exemplo, as funções de oferta são iguais às dos custos marginais dos produtores. A receita de uma
empresa de transmissão é derivada de rendas de transmissão, nomeadamente, rendas de
congestionamento.
Os benefícios dos produtores em cada nó são medidos pelo respectivo superavit (ou excedente), que
corresponde apenas ao lucro bruto, ou seja, a diferença entre a receita de energia – com base nos
preços locais – e os custos totais de produção, medidos como a área sob a curva da oferta. Por outro
lado, os benefícios dos consumidores em cada nó são medidos pelo respectivo superavit,
correspondendo à área sob a função da procura e acima do preço da energia local. Tanto para os
produtores como para os consumidores, estes são benefícios brutos, isto é, antes da subtracção de
qualquer alocação de custos da capacidade de transmissão para obter os benefícios líquidos.
Note-se que o uso do superavit total – a soma dos excedentes dos produtores e consumidores – para
medir o benefício agregado de um projecto e verificar se a sua concepção global é eficiente, invoca o
chamado princípio da compensação, frequentemente utilizado em estudos económicos. Este princípio
baseia-se no argumento seguinte: se os benefícios agregados são maximizados na concepção de
muitos projectos ao longo do tempo, sem remuneração/compensação dos participantes afectados
adversamente por cada projecto individual, será provável que cada participante beneficie de forma
geral dos vários projectos realizados. Uma vez que não existe a garantia de que este resultado
favorável irá ocorrer, o modelo inclui uma opção para usar o valor de Shapley para identificar a
compensação para os participantes negativamente afectados face àqueles que beneficiam. Assim,
procura-se obter uma distribuição justa de benefícios e, portanto, implica que o peso da recuperação
de custos seja compartilhado.
5.2. Formulação do Modelo
Neste modelo básico, assume-se uma rede de transporte simplificada, com três nós, numa estrutura
em árvore. Nesta estrutura a três nós, designados 𝐴 – 𝐵 – 𝐶 ou 𝑁 = {𝐴, 𝐵, 𝐶}, designa-se B como
sendo o eixo entre A e C. Aqui, são ignoradas as perdas na transmissão e os investimentos em
capacidade de transporte são apenas permitidos entre os nós A e B e entre B e C. Não são
consideradas as perdas em transmissão e, desta forma, podem ser desprezadas externalidades
relativas ao trânsito de energia [66].
O objectivo da implementação é, como já foi mencionado, maximizar o bem-estar social. Este é
composto pelo excedente dos consumidores, o excedente dos produtores e as rendas de
congestionamento [16].
De seguida, as três parcelas que integram o excedente económico-social são apresentadas e
analisadas.
50
O excedente dos consumidores representa o valor acrescentado líquido da compra de energia e é
calculado com recurso a (9), onde 𝐷𝑖(𝑝𝑑𝑖) representa a curva da procura do nó i em função do preço
de compra 𝑝𝑑𝑖:
∫ 𝐷𝑖(𝑝𝑑𝑖)∞
𝑝𝑑𝑖𝑑𝑝 (9)
O excedente dos produtores representa a diferença entre as receitas e os custos associados à venda
e produção de energia, respectivamente. Este conceito é formulado em (10). A função 𝑆𝑖(𝑝𝑠𝑖)
corresponde à curva da oferta característica do nó i, definida pela quantidade de energia 𝑆𝑖 em função
do preço de venda de energia 𝑝𝑠𝑖:
∫ 𝑆𝑖(𝑝𝑠𝑖)𝑝𝑠𝑖0
𝑑𝑝 (10)
Estes dois conceitos equivalem aos benefícios brutos destes dois grupos de participantes, uma vez
que não está considerada qualquer alocação dos custos de investimentos, relativos a nova
capacidade de transmissão. Partindo deste princípio, o excedente agregado dos consumidores e
produtores é calculado através da equação (11).
∑ [∫ 𝐷𝑖(𝑝)∞
𝑝𝑑𝑖𝑑𝑝𝑖 + ∫ 𝑆𝑖(𝑝)
𝑝𝑠𝑖0
𝑑𝑝] (11)
As rendas de congestionamento constituem a receita do TSO. Estas são definidas pelo produto da
diferença de preços nodais, pela quantidade de energia transitada. Este valor é representado pela
equação (12):
∑ [𝑝𝑑𝑖𝐷𝑖(𝑝𝑑𝑖)𝑖∈𝑁 − 𝑝𝑠𝑖𝑆𝑖(𝑝𝑠𝑖)] (12)
Os custos de investimento dividem-se em custos fixos (CF) e custos variáveis (CV). A função que os
representa é dada pela equação (13), onde 𝑡 corresponde à capacidade instalada:
𝐾(𝑡) = 𝐶𝐹 + 𝐶𝑉 × 𝑡 (13)
A função a maximizar é constituída pelas três parcelas consideradas: benefício líquido dos
consumidores e produtores, rendas de transmissão e custos de investimento. O problema de
optimização é definido como em (14).
{
𝑀𝑎𝑥𝑝𝑑𝑖,𝑝𝑠𝑖,𝑡
∑ [∫ 𝐷𝑖(𝑝)∞
𝑝𝑑𝑖𝑑𝑝𝑖 + ∫ 𝑆𝑖(𝑝)
𝑝𝑠𝑖0
𝑑𝑝] + ∑ [𝑝𝑑𝑖𝐷𝑖(𝑝𝑑𝑖)𝑖∈𝑁 − 𝑝𝑠𝑖𝑆𝑖(𝑝𝑠𝑖)] − 𝐾(𝑡)
Sujeito a: ∑ [𝐷𝑖(𝑝𝑑𝑖)𝑖∈𝑁 − 𝑆𝑖(𝑝𝑠𝑖)] = 0
−𝑡 ≤ 𝐷𝑖(𝑝𝑑𝑖) − 𝑆𝑖(𝑝𝑠𝑖) ≤ 𝑡, para cada nó i
(14)
Note-se que as duas primeiras parcelas são positivas e a terceira, referente aos custos de
investimento, é negativa. Note-se, ainda, que a função de maximização está sujeita a três restrições,
sendo uma de igualdade e duas de desigualdade. Quanto à primeira, permite garantir que, dentro do
sistema, a produção total iguala a procura; assim, a procura é satisfeita em todos os instantes, não
51
B
ES
C
FR
A
PT
havendo excesso de produção. Por outro lado, as restrições de desigualdade representam o limite da
capacidade da linha de interligação. Desta forma, a capacidade de transmissão é limitada para
garantir a segurança e estabilidade do sistema. Estas duas restrições de desigualdade impedem
ainda que o trânsito de energia ultrapasse o limite estabelecido, em ambos os sentidos.
5.3. Modelação da Interligação Portugal – Espanha – França
Nesta secção, aplica-se o modelo descrito à interligação entre Portugal, Espanha e França. Aqui, é
considerado um ambiente estacionário, um mercado de energia competitivo e assumem-se apenas
investimentos em transmissão de energia eléctrica, tal como explicado nos fundamentos do modelo.
São também tidos em consideração os efeitos de complemento ou substituição, não sendo
considerado qualquer método de recuperação de investimento. As curvas agregadas da oferta e da
procura assumem-se conhecidas a priori.
A rede de transporte de electricidade é modelada por um sistema simples de três nós, interligados por
duas linhas de transmissão. Tal como explicado na secção anterior, estes nós são designados por A,
B e C, seguindo uma estrutura em árvore, sendo que o nó B constitui o eixo entre A e C. Consideram-
se os investimentos em transmissão apenas entre A e B e entre B e C. Por questões de simplificação,
assumem-se os nós A, B e C como sendo Portugal, Espanha e França, respectivamente, onde o
segundo país representa o eixo entre os restantes dois, tal como se ilustra na Figura 5.1..
Figura 5.1. – Esquema em árvore, ilustrando a interligação Portugal – Espanha – França
Assim, os sistemas eléctricos Português, Espanhol e Francês são modelados como um único nó,
cada um. Consequentemente, agrupam-se os consumidores e produtores individuais, localizados em
cada país, em produtores e consumidores portugueses, espanhóis e franceses. As curvas da oferta e
procura representativas dos respectivos sistemas eléctricos, são reproduzidas com base nos dados
disponíveis nos websites do pólo espanhol do operador Ibérico de electricidade e do mercado de
energia Francês [65], [68], bem como na plataforma de transparência do IESOE [67].
Para o caso prático em estudo no presente trabalho analisam-se, individualmente, a interligação
Portugal – Espanha (nós A e B) e Espanha – França (nós B e C).
Antes de prosseguir, impõe-se necessário definir o que se entende por períodos de Verão e Inverno,
bem como ponta e vazio, num horário relativo a energia eléctrica. Ora, neste contexto, o ano divide-
se em Verão e Inverno, sendo que esta divisão coincide com a hora legal definida por decreto-lei.
52
Assim, o horário de Verão tem início no último Domingo do mês de Março, sendo que o horário de
Inverno se inicia no último Domingo do mês de Outubro. Por outro lado, e seguindo uma explicação
simplificada, os dias encontram-se divididos em horas de ponta e vazio. As horas de vazio
correspondem àquelas em que a electricidade é mais barata, implicando fundamentalmente as horas
de período nocturno; já o horário de ponta é aquele em que o consumo de electricidade é mais caro
e, geralmente, o período diurno [66].
Para a aplicação do modelo e análise da realidade em estudo, foram, então, escolhidos quatro dias
do ano onde, por restrições ao nível da capacidade, se verificou congestionamento na transmissão de
energia eléctrica. Estes quatro dias foram seleccionados de tal forma que cada um representa um
cenário distinto no que diz respeito ao diagrama de carga do sistema. Assim, obtiveram-se dados
relativos à ponta e vazio, nos períodos de Inverno e de Verão. As datas correspondentes são aquelas
identificadas nas Tabelas 5.1. e 5.2..
Tabela 5.1. – Datas seleccionadas para aplicação do modelo, troço Portugal – Espanha
Interligação Portugal – Espanha
Período Carga Dia Mês Ano Hora
Verão Ponta
Vazio
17
16
Julho
Junho 2014
13
04
Inverno Ponta
Vazio
04
09
Fevereiro
Janeiro
20
08
Tabela 5.2. – Datas seleccionadas para aplicação do modelo, troço Espanha – França
Interligação Espanha – França
Período Carga Dia Mês Ano Hora
Verão Ponta
Vazio
30
21
Julho
Junho 2014
13
07
Inverno Ponta
Vazio
31
14
Janeiro
Janeiro
19
08
Como consequência da restrição activa na capacidade de transmissão, presente em todos os dias
seleccionados, ocorre a separação do sistema em dois subsistemas – market splitting. – que conduz
a curvas agregadas da oferta e da procura distintas para os três países. Note-se que, para cada caso,
consideram-se as unidades MWh, por se tratar da capacidade, em MW, para cada hora estudada.
5.4. Limitações do Modelo
No decorrer do estudo e análise do modelo proposto por H. Chao e R. Wilson foram encontradas
algumas limitações na sua aplicação. Esta secção visa, essencialmente, apontar essas limitações,
53
bem como procurar explicá-las para que, daí, se possam inferir as conclusões que posteriormente
serão apresentadas.
Uma importante limitação encontrada no modelo prende-se com o método utilizado para o
estabelecimento dos preços de referência nodais da energia. Estes são sempre considerados iguais
aos custos marginais de produção, independentemente das trocas de energia.
Outra fragilidade do modelo de H.Chao e R.Wilsom reside no facto de não ser tida em conta a
elasticidade da oferta e da procura de energia eléctrica, uma vez que tanto a oferta como a procura
variam consoante o dia, a hora e as condições de mercado. Como consequência da inelasticidade
deste modelo, conclui-se que este não é um modelo preditivo, não sendo possível prever os
comportamentos da oferta e procura em cada nó, nem os eventuais benefícios daí decorrentes.
Por outro lado, observa-se uma limitação neste modelo, que se prende com a modelação da
interligação dos dois nós de um dado sistema. Uma vez que se agregam os consumidores de cada
país no respectivo nó e se desprezam os limites da capacidade individual dos produtores e
consumidores, pode dar-se o caso em que a procura ou a produção de energia não seja suficiente
para recolher os benefícios atribuídos ao respectivo nó. Dessa forma, apenas uma fracção dos
excedentes será, efectivamente, absorvida pelos participantes.
Tal como expresso nos fundamentos do modelo, este não considera as externalidades relativas ao
trânsito de energia. De referir, ainda, que a modelação da interligação desta rede despreza o facto de
as limitações ao nível da transmissão poderem ter origem interna no sistema de energia. Com efeito,
a restrição pode não ocorrer na linha de transmissão, mas sim, no sistema eléctrico de um dos três
países constituintes da rede. Por outras palavras, este modelo não considera externalidades como as
perdas de energia na transmissão, perdas por efeito de Joule, entre outras.
O modelo não penaliza o sobredimensionamento da linha de transmissão, independentemente da
capacidade da linha ser esgotada, ou caso ainda exista margem de utilização até ao limite máximo.
Por exemplo, caso a linha seja dimensionada para 1000MWh e desses apenas 800MWh tenham sido
ocupados, não decorre daí qualquer penalização.
5.5. Metodologia Adoptada
Considerando as limitações encontradas no modelo proposto por H. Chao e R. Wilson, adoptou-se a
metodologia que a seguir se descreve.
Com os dados fornecidos por aplicação do modelo, procede-se a uma análise qualitativa da
distribuição de benefícios associados a um investimento em transporte de electricidade na
interligação em estudo. Com efeito, dadas as limitações associadas à modelação da transmissão, os
resultados quantitativos obtidos serão discutidos através de uma avaliação qualitativa.
54
Com base nas curvas de oferta e procura estabelecidas, para cada nó – no dia e hora seleccionados
– define-se uma curva de supply e demand aproximadamente lineares e, portanto, com um
comportamento conhecido.
Para análise da distribuição dos impactos do investimento na interligação em estudo – isto é, para
conhecer as partes beneficiadas e prejudicadas pelo investimento – adoptaram-se duas fases de
decisão: na primeira, estabelece-se a capacidade de transmissão da linha – assumindo-se esta como
sendo a capacidade máxima de transmissão – e fixa-se a variável de optimização correspondente; na
segunda etapa, o problema de optimização é resolvido, mantendo como livres as duas variáveis
correspondentes aos preços nodais de energia e a capacidade utilizada.
Assim, este método permite que a optimização seja feita nas três variáveis livres: 𝑡, correspondente à
capacidade de transmissão e 𝑝1 e 𝑝2, correspondentes aos respectivos preços nodais. Com recurso
aos resultados que daí se obtêm, será possível estabelecer os valores correspondentes aos
excedentes dos produtores e consumidores, assim como as rendas de congestionamento e os custos
de investimento. Os valores do consumo e produção nodais de energia também podem ser
calculados. e, claro, o excedente económico-social.
No presente trabalho, para cada dia seleccionado, realizaram-se três simulações correspondentes a
capacidades de interligação distintas. A primeira simulação destina-se ao estabelecimento do status
quo do sistema em estudo, sendo que a capacidade de transmissão máxima é definida como igual à
capacidade real da interligação entre os dois nós, para o dia e hora seleccionados. Esse valor
encontra-se disponível em [65]. Por outro lado, as segunda e terceira simulações, visam estabelecer
um incremento de 50 e 100MWh na capacidade da interligação, com respeito ao status quo, com o
intuito de analisar os impactos decorrentes do aumento da capacidade da linha. Com base nas
variações observadas, em cada nó, nos excedentes dos consumidores e produtores – assim como da
observação das rendas de congestionamento e do excedente económico-social – será possível inferir
conclusões sobre a distribuição de impactos.
De forma a averiguar qual o ponto em que deixará de ocorrer market splitting no sistema – e,
portanto, a ocupação total da capacidade da linha de transmissão – serão feitas simulações
consecutivas, com incrementos sucessivos de 50MWh, até que essa condição seja verificada e,
assim, os preços da energia em cada nó sejam iguais. Daí, serão retiradas conclusões.
Finalmente, assume-se que o incremento da capacidade da linha de transmissão não foi obtido
através da construção de uma nova linha, mas sim recorrendo a investimentos na estrutura pré-
existente da rede. Desta forma, assume-se que os custos de investimento na interligação, 𝐾(𝑡),–
equação (13) – são dados unicamente pela parcela 𝐶𝑉 × 𝑡. Para os custos variáveis, estabelece-se o
valor de 10€/MWh instalado, tal como proposto por R. Costa, em [2]. Assume-se este valor, por ser
uma importância previamente estudada por R. Costa, permitindo estabelecer uma comparação mais
fiável dos resultados que aqui se obterão com aqueles conseguidos em [2].
55
5.6. Resultados
Nesta secção apresentam-se e discutem-se os resultados obtidos através da simulação, para cada
um dos quatro dias seleccionados e para cada troço do sistema em estudo. Note-se que, para cada
caso, consideram-se as unidades MWh, por se tratar da capacidade, em MW, para cada hora
estudada.
5.6.1. Resultados do Troço Portugal – Espanha
De seguida, apresentam-se os resultados obtidos para a ponta e vazio, nos períodos de Verão e
Inverno, para a interligação do troço Portugal – Espanha, para que daí sejam retiradas as conclusões
quanto à distribuição de impactos resultantes de um investimento.
5.6.1.1. Período de Ponta de Verão
Para a caracterização do período de ponta de Verão, seleccionou-se o dia 17/07//2014, cujo
diagrama de carga – assim como os preços da energia transaccionada em Portugal e Espanha – se
encontram representados na Figura 5.2..
Figura 5.2. – Preço horário do mercado diário, ponta de Verão, Portugal – Espanha [65]
Tal como patente na figura anterior, à hora 13, no período em estudo, ocorre congestionamento na
interligação entre os dois países, conduzindo à separação dos mercados. Tal como visto
anteriormente, a este fenómeno dá-se o nome de market splitting. Como consequência deste
acontecimento, registam-se dois preços distintos para a energia em Portugal e Espanha. Para o
primeiro país, observa-se um preço de 59.69€/MWh; já para o segundo, o preço verificado é de
51.00€/MWh. Verifica-se, também, que a energia total negociada no mercado Ibérico, nessa hora,
toma o valor de 33739.3MWh.
56
Os valores horários da capacidade de interligação são aqueles constantes na Figura 5.3.. Segundo
esta figura, na hora 13, a capacidade de transmissão disponível foi de 1900MWh, sendo que esta
capacidade foi esgotada. Isto significa que ocorreu um trânsito de energia de 1900MWh na
interligação Ibérica, com o sentido de Espanha para Portugal.
Figura 5.3. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Verão, Portugal – Espanha [65]
Já no que concerne às curvas da oferta e procura, referentes ao dia e hora seleccionados, há a
explicar que a curva laranja representa a curva da oferta inicial e que contém ofertas complexas de
energia. Por outro lado, as curvas vermelha e laranja-claro correspondem às curvas de procura e
oferta casadas, que resultam do não cumprimento de algumas restrições nas ofertas complexas. São
estas últimas curvas que irão servir como base do cálculo dos preços nodais. Estes dados são
observáveis nas Figuras 5.4. e 5.5..
Figura 5.4. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, ponta de Verão [65]
57
Figura 5.5. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Verão [65]
Os dados obtidos por análise gráfica, para posterior utilização para fins de simulação, encontram-se
sistematizados na Tabela 5.3..
Tabela 5.3. – Dados para simulação, ponta de Verão, Portugal – Espanha
Ponta de Verão (17/07/2014 – hora 13)
Energia Negociada
(MWh)
Preço Capacidade de Transporte
% Ocupação
Sentido do Fluxo Portugal
(€/MWh) Espanha (€/MWh)
Disponível (MWh)
Ocupada (MWh)
33739.3 59.69 51.00 1900 1900 100% ESPT
Tendo os dados recolhidos e sistematizados na Tabela 5.3. como referência, procedeu-se da forma
descrita na metodologia, simulando o modelo. Desta forma, a capacidade de transmissão foi fixada
nos 1900MWh e, através da aplicação do modelo, obtiveram-se os resultados que se apresentam na
Tabela 5.4..
Note-se que, tal como detalhado anteriormente, os resultados constantes nesta tabela servem para
estabelecer o status quo e, posteriormente, como termo de comparação para efeitos de incrementos
na capacidade de interligação.
58
Tabela 5.4. – Resultados obtidos para 1900MWh, ponta de Verão, Portugal – Espanha
País
Portugal Espanha
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 52.5 52.5
Excedente dos consumidores [€] 438301.7 1843384.6
Excedente dos produtores [€] 149417.3 786748.4
Excedente nodal [€] 587718.9 26301323.9
Benefícios globais do sistema [€] 3217851.9
Rendas de congestionamento [€] 0
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 3217851.9
Procura [MWh] 6856.7 28837.9
Oferta [MWh] 5697.1 29997.5
Observando os resultados obtidos após simulação, para o período de ponta de Verão, verifica-se que
o limite imposto à linha é de 1900MWh. Na realidade, segundo os dados obtidos por simulação, a
aplicação do modelo de optimização formulado resolveria o problema de congestionamento da linha,
tal como sugerem os dados das Tabelas 5.4. e 5.5..
Com efeito, a utilização do algoritmo Efficient System Plan, encontra o ponto óptimo de
funcionamento do sistema quando os preços nodais igualam, em ambos os nós, o valor de 52.5€,
conduzindo à situação de extinção de market splitting. Neste sentido, as rendas de congestionamento
seriam nulas e, portanto, o excedente económico-social será igual ao valor dos benefícios globais do
sistema.
Tabela 5.5. – Resultados da simulação, ponta de Verão¸ Portugal – Espanha
Status Quo
1900 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Portugal 52.5
Espanha 52.5
Capacidade Utilizada [MWh] 1159.6
Rendas de Congestionamento [€] 0
Com base nos dados da simulação, e tal como referido, o ponto óptimo seria aquele patente na
Tabela 5.5., levando a concluir que a linha de transmissão que interliga os nós português e espanhol
59
se encontrava dimensionada com uma capacidade suficiente para suprir as necessidades
energéticas.
Conclui-se que não haveria necessidade de incrementar a capacidade da linha e, caso o mercado
tivesse os preços nodais de energia estabelecidos nos 52.5€, utilizando este algoritmo de
optimização, não ocorreria market splitting. Assim, sendo o ponto óptimo inferior ao limite da
capacidade de transmissão, investimentos em transmissão apenas conduziriam ao aumento dos
custos totais do sistema, resultando numa diminuição do bem-estar social.
5.6.1.2. Período de Vazio de Verão
Para caracterizar o período de vazio de Verão, seleccionou-se o dia 16/06/2014, na hora 04. Nesta
data e hora, tal como observável na Figura 5.6., verifica-se o fenómeno de market splitting.
Consequentemente, os preços português e espanhol da energia são diferentes, tomando os valores
de 24.20 €/MWh e de 12.36 €/MWh, respectivamente para Portugal e Espanha. Verifica-se, também,
que a energia total do sistema toma o valor de 19661.5MWh.
Figura 5.6. – Preço horário do mercado diário, vazio de Verão, Portugal – Espanha [65]
No que diz respeito ao trânsito de energia, na Figura 5.7. observa-se a ocorrência de
congestionamento, responsável pela separação dos sistemas. Na hora 04, a capacidade disponível
era de 350MWh e, tal como espectável, na presença de congestionamento, a utilização desta
capacidade é total. Este fluxo de 350MWh é observado no sentido de Espanha para Portugal.
60
Figura 5.7. – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Verão, Portugal – Espanha [65]
Uma vez mais, ocorrendo a separação de mercados, verificam-se curvas agregadas da oferta e
procura para Portugal e Espanha, contrariamente àquilo que ocorre num mercado único Ibério, onde
não ocorre market splitting. Estas curvas, referentes ao dia 16/06/2014, à hora 04, encontram-se
ilustradas nas Figuras 5.8. e 5.9.. Note-se que, uma vez mais, o não cumprimento das condições
estabelecidas nas ofertas complexas, conduziu ao aparecimento das curvas casadas presentes nos
gráficos.
Figura 5.8. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, vazio de Verão [65]
Figura 5.9. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Verão [65]
61
Após a análise gráfica e tratada a informação, procedeu-se à sua organização, para posterior
utilização em simulação. Estes dados encontram-se sistematizados na Tabela 5.6..
Tabela 5.6. – Dados para simulação, vazio de Verão¸ Portugal – Espanha
Vazio de Verão (16/06/2014 – hora 04)
Energia Negociada
(MWh)
Preço Capacidade de Transporte
% Ocupação
Sentido do Fluxo Portugal
(€/MWh) Espanha (€/MWh)
Disponível (MWh)
Ocupada (MWh)
19661.5 24.20 12.36 350 350 100% ESPT
Repetindo o procedimento já conhecido, desta vez para o período de vazio de Verão, simulou-se o
modelo. A capacidade de transmissão foi fixada em 350MWh e, através da optimização, obtiveram-se
os resultados que se apresentam na Tabela 5.7.. Tal como detalhado anteriormente, estes resultados
estabelecem o status quo, para que, posteriormente, sirvam como termo de comparação para efeitos
de incrementos na capacidade de interligação.
Tabela 5.7. – Resultados obtidos para 350MWh, vazio de Verão¸ Portugal – Espanha
País
Portugal Espanha
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 22.7 11.3
Excedente dos consumidores [€] 380630.7 1294217.6
Excedente dos produtores [€] 50765.9 88673.6
Excedente nodal [€] 431396.6 1382891.2
Benefícios globais do sistema [€] 1814287.8
Rendas de congestionamento [€] 3971.6
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 1818259.4
Procura [MWh] 4829.4 15317.9
Oferta [MWh] 4479.4 15667.9
Partindo dos resultados obtidos após simulação, para o dia e hora em estudo, verifica-se uma
ocupação total da interligação, que se traduz numa transferência de energia de 350MWh, de Espanha
para Portugal. Os preços locais português e espanhol são, respectivamente, de 22.7€/MWh e
11.3€/MWh.
No nó português, a procura toma o valor de 4829.4MWh e a oferta de 4479.4MWh. Já em Espanha, o
consumo é de 15317.9MWh e a produção de 15557.9MWh.
62
As simulações para os incrementos de 50 e 100MWh produziram os resultados apresentados na
Tabela 5.8..
Tabela 5.8. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Verão¸ Portugal – Espanha
Status Quo Valores Incrementados
350 MWh 400 MWh 450 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Portugal 22.7 22.4 22.2
Espanha 11.3 11.4 11.4
Excedente dos
consumidores [€]
Portugal 380630.7 381689.3 1058.6 382749.4 2118.7
Espanha 1294217.6 1293698.3 -519.3 1293179.2 -1038.4
Excedente dos
produtores [€]
Portugal 50765.9 49789.4 -976.5 48822.4 -1943.5
Espanha 88673.6 89205.6 532.0 89739.2 1065.6
Excedente social [€] 1818259.4 1818320.4 61.0 1818368.8 109.4
Capacidade Utilizada [MWh] 350 400 450
Rendas de Congestionamento [€] 3971.6 4437.8 466.2 4878.7 907.1
Com base nos resultados obtidos, verifica-se que os incrementos de 50 e 100 MWh no limite da linha
conduzem a um incremento da energia transitada. Não obstante, em ambos os casos é verificada
uma ocupação total da interligação, sendo que o trânsito de energia ocorre no sentido de Espanha
para Portugal, tomando os valores de 400 e 450 MWh, dada a condição de ocupação da interligação
a 100%.
Conclui-se que o aumento da capacidade de transmissão se traduz num incremento de produção no
nó espanhol, reflectindo-se negativamente nos respectivos custos de produção e, consequentemente,
no respectivo preço nodal. No que diz respeito ao nó português – e em oposição ao caso espanhol –
assiste-se a uma diminuição no custo de produção e, portanto, no preço nodal, como resultado da
maior disponibilidade de energia em Espanha.
Como estabelecido pelo modelo, incrementar o limite da capacidade da linha, tem consequências no
excedente económico-social. Com efeito, verifica-se que este excedente aumenta, sobretudo devido
à variação positiva das rendas de congestionamento, do excedente dos consumidores no nó
importador e do excedente dos produtores no nó exportador. Em oposição, observa-se que os
produtores portugueses e os consumidores espanhóis sofrem uma redução dos seus excedentes.
Na Tabela 5.9 encontram-se os resultados relativos às simulações executadas até extinção do
congestionamento.
63
Tabela 5.9. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, vazio de Verão, Portugal – Espanha
Status Quo Valores Incrementados
350 MWh
…
2600 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Portugal 22.7 12.8
Espanha 11.3 12.8
Excedente dos
consumidores [€]
Portugal 380630.7 429566.1 48935.4
Espanha 1294217.6 1271026.5 -23191.1
Excedente dos
produtores [€]
Portugal 50765.9 16290.2 -34475.7
Espanha 88673.6 114102.6 25429.1
Excedente social [€] 1818259.4 1808485.5 -9773.9
Capacidade Utilizada [MWh] 350 2593.0
Rendas de Congestionamento [€] 3971.6 0
Incrementando, sucessivamente, a capacidade da linha, verifica-se que deixa de ocorrer market
splitting, aos 2600MWh de capacidade instalada, com uma utilização de 2593.0MWh
Com base nos dados da simulação, e tal como evidencia a Tabela 5.9., verificam-se rendas de
congestionamento nulas – e, portanto, extinção da separação de mercados – quando a capacidade
instalada na linha toma o valor de 2600MWh. Neste ponto, os preços nodais igualam o valor de
12.8€, verificando-se uma ocupação de 2593.0 dos 2600MWh instalados. No entanto, o investimento
neste incremento de 2250MWh à capacidade da linha teria um impacto negativo no excedente social,
já que este teria uma variação negativa, como patente na tabela anterior.
A diminuição do excedente social é resultado da variação negativa do excedente dos consumidores
espanhóis e do excedente dos produtores portugueses, bem como do aumento dos custos de
investimento. Uma vez que o modelo em estudo considera os preços nodais da energia iguais ao
preço marginal nodal, os consumidores no nó exportador serão lesados pelo incremento da produção
nesse nó. Por outro lado, no nó importador, os consumidores continuam a beneficiar da reduzida
produção nodal, que é substituída pela energia importada. Note-se, ainda, que devido à igualdade de
preços nodais, ocorre a anulação das rendas de congestionamento, contribuindo para a redução do
excedente social.
5.6.1.3. Período de Ponta de Inverno
Na hora 20, do dia 04/02/2014, verifica-se um diagrama de carga característico do período de ponta
de Inverno. Tal como para as restantes datas seleccionadas, ocorre congestionamento na
interligação Ibérica, ocorrendo separação de mercados com consequentes preços nodais distintos.
64
Estes preços tomam os valores de 29.69 €/MWh e 38.00 €/MWh, respectivamente, para Portugal e
Espanha. Nesta data e hora, a energia total do sistema foi de 34095.4MWh. O diagrama de carga,
bem como os preços da energia transaccionada em Portugal e Espanha, encontram-se
representados na Figura 5.10..
Figura 5.10. – Preço horário do mercado diário, ponta de Inverno, Portugal – Espanha [65]
Neste dia, na hora 20, são transitados 2000MWh de energia, sendo que a ocupação da capacidade
de interligação é total. O fluxo de energia é verificado no sentido de Portugal para Espanha.
A informação relativa à capacidade de interligação horária é aquela constante na Figura 5.11..
Figura 5.11. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Inverno, Portugal – Espanha [65]
No que diz respeito às curvas agregadas da oferta e procura, para o dia e hora seleccionados, para
cada país, encontram-se representadas nas Figuras 5.12. e 5.13.. À semelhança dos casos
anteriores, os preços nodais foram estabelecidos com base nas curvas casadas da oferta e da
procura, devido ao não cumprimento de algumas restrições do mercado.
65
Figura 5.12. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, ponta de Inverno [65]
Figura 5.13. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Inverno [65]
Com base nos dados gráficos recolhidos, obteve-se a informação anteriormente descrita e que,
agora, se apresenta de forma resumida na Tabela 5.10., para posterior utilização em simulação.
Tabela 5.10. – Dados para simulação, ponta de Inverno¸ Portugal – Espanha
Ponta de Inverno (04/02/2014 – hora 20)
Energia
Negociada
(MWh)
Preço Capacidade de Transporte
%
Ocupação
Sentido do
Fluxo Portugal
(€/MWh)
Espanha
(€/MWh)
Disponível
(MWh)
Ocupada
(MWh)
34095.4 29.69 38.00 2000 2000 100% PTES
Tal como anteriormente, foram tidos em conta os dados da Tabela 5.10. e procedeu-se da forma
descrita na metodologia, simulando o modelo. Desta vez, admitiu-se que o limite da capacidade da
interligação era de 2000MWh. Os resultados obtidos são os constantes na Tabela 5.11..
66
Tabela 5.11. – Resultados obtidos para 2000MWh, ponta de Inverno, Portugal – Espanha
País
Portugal Espanha
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 34.9 36.2
Excedente dos consumidores [€] 672448.6 2057791.1
Excedente dos produtores [€] 196293.7 479949.1
Excedente nodal [€] 868742.3 2537740.2
Benefícios globais do sistema [€] 3406482.5
Rendas de congestionamento [€] 2506.6
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 3408989.0
Procura [MWh] 9249.1 28551.2
Oferta [MWh] 11249.1 26551.2
Em Espanha, o transporte de 2000MWh, permite satisfazer a procura de 28551.2MWh, com uma
produção de 26551.2MWh. O défice energético é colmatado com os 2000MWh provenientes de
Portugal. Por outro lado, em Portugal, são produzidos 11249.1MWh, que satisfazem a procura de
9249.1MWh e ainda permitem exportar 2000MWh para Portugal. Uma vez que o modelo estabelece
os preços nodais como sendo iguais ao preço marginal de produção de cada país, registam-se
preços de 34.9 €/MWh e 36.2 €/MWh, nos nós português e espanhol, respectivamente.
Os resultados obtidos nas segunda e terceira simulações, considerando um aumento de limite de 50
e 100MWh são os expostos na Tabela 5.12.
Tabela 5.12. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, ponta de Inverno, Portugal – Espanha
Status Quo Valores Incrementados
2000 MWh 2050 MWh 2100 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Portugal 34.9 35.0 35.2
Espanha 36.2 36.1 36.0
Excedente dos
consumidores [€]
Portugal 672448.6 671250.8 -1197.8 670054.2 -2394.4
Espanha 2057791.1 2059322.3 1531.2 2060854.1 3063.0
Excedente dos
produtores [€]
Portugal 196293.7 197753.8 1460.1 199219.3 2925.6
Espanha 479949.1 478526.5 -1422.6 477106.0 -2843.1
Excedente social [€] 3408989.0 3408547.1 -441.9 3408096.0 -893.0
Capacidade Utilizada [MWh] 2000 2050 2100
Rendas de Congestionamento [€] 2506.6 2193.7 -312.9 1862.6 -644.0
67
Tendo em atenção os resultados obtidos por simulação do modelo em estudo, para o período de
ponta de Inverno considerado, não se verifica um aumento do bem-estar social, com o incremento da
capacidade de linha. Com efeito, os incrementos de 50 e 100MWh no limite da interligação,
conduzem a variações negativas do excedente social. Com efeito, esta diminuição de bem-estar
resulta da variação negativa do excedente dos consumidores portugueses, do excedente dos
produtores espanhóis e do incremento dos custos de investimento. Uma vez mais, como o modelo
estabelece os preços nodais iguais ao preço marginal de produção, os consumidores no nó
exportador sofrem com o aumento da produção nesse nó. Por outro lado, no que respeita ao nó
importador, os consumidores continuam a beneficiar da reduzida produção local, que é substituída
pela energia importada. Note-se, ainda, que a diminuição das rendas de congestionamento tem
grande impacto na variação negativa do excedente social.
Ao incrementar a capacidade, verifica-se que só deixa de ocorrer market splitting com 2350MWh de
capacidade instalada, havendo uma utilização de 2342.1MWh. Os dados obtidos para estes valores
de capacidade são aqueles constantes na Tabela 5.13.
Tabela 5.13. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, ponta de Inverno, Portugal–Espanha
Status Quo Valores Incrementados
2000 MWh
…
2350 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Portugal 34.9 35.8
Espanha 36.9 35.8
Excedente dos
consumidores [€]
Portugal 672448.6 664275.0 -8173.6
Espanha 2057791.1 2068279.0 10487.9
Excedente dos
produtores [€]
Portugal 196293.7 206391.7 10098.0
Espanha 479949.1 470257.7 -9691.4
Excedente social [€] 3408989.0 3405703.4 -3285.6
Capacidade Utilizada [MWh] 2000 2342.1
Rendas de Congestionamento [€] 2506.6 0
Tal como evidencia a Tabela 5.13., apenas se verifica o caso de rendas de congestionamento nulas –
e, portanto, extinção da separação de mercados – quando a capacidade instalada na linha toma o
valor de 2350MWh. Neste ponto, os preços nodais igualam o valor de 35.8€, verificando-se uma
ocupação de 2342.1 dos 2350MWh instalados. No entanto, o investimento neste incremento de
350MWh na capacidade da linha teria um impacto negativo no excedente social, já que este teria uma
variação negativa, como patente na tabela anterior. Assim, como seria de esperar, o contínuo
68
incremento da capacidade instalada na linha de transmissão (até à ocorrência de market splitting),
permite estabelecer as mesmas conclusões retiradas para os incrementos de 50 e 100MWh.
A diminuição do excedente social é resultado da variação negativa do excedente dos consumidores
portugueses, do excedente dos produtores espanhóis, bem como do aumento dos custos de
investimento. Por outro lado, devido à igualdade de preços nodais, ocorre a anulação das rendas de
congestionamento, contribuindo também para a redução do excedente social.
5.6.1.4. Período de Vazio de Inverno
De forma a caracterizar o período de vazio de Verão, seleccionou-se o dia 09/01/2014, à hora 08,
verificando-se o diagrama de carga da Figura 5.14., onde se obtêm informações relativas aos preços
da energia, bem como ao total de energia do sistema. Neste sentido, como resultado do
congestionamento na transmissão e consequente market splitting, os preços nodais de Portugal e
Espanha são de 26.45 €/MWh e 44.17 €/MWh, respectivamente. Observa-se, também, que a energia
total transaccionada no sistema foi de 23469.8MWh.
Figura 5.14. – Preço horário do mercado diário, vazio de Inverno, Portugal – Espanha [65]
Na Figura 5.15., encontram-se os valores horários da capacidade de interligação dos dois países,
sendo que se verificou um limite de capacidade de 1900MWh na interligação. Tal como esperado, a
utilização da interligação foi de 100%, sendo que o sentido do fluxo foi observado de Portugal para
Espanha.
69
Figura 5.15. – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Inverno, Portugal – Espanha [65]
As curvas agregadas da oferta e procura, para o período em estudo, encontram-se representadas
nas Figuras 5.16. e 5.17, respectivamente, para Portugal e Espanha. Uma vez mais, os preços nodais
foram estabelecidos com base nas curvas casadas da oferta e da procura, pelos motivos
sobejamente justificados nos casos anteriores.
Figura 5.16. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Portugal, vazio de Inverno [65]
Figura 5.17. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Inverno [65]
70
A informação obtida nos gráficos das figuras anteriores foi devidamente tratada, encontrando-se
sintetizada na Tabela 5.14., para posterior utilização em simulação, à semelhança dos restantes
períodos estudados.
Tabela 5.14. – Dados para simulação, vazio de Inverno, Portugal – Espanha
Vazio de Inverno (09/01/2014 – hora 08)
Energia
Negociada
(MWh)
Preço Capacidade de Transporte
%
Ocupação
Sentido do
Fluxo Portugal
(€/MWh)
Espanha
(€/MWh)
Disponível
(MWh)
Ocupada
(MWh)
23469.8 26.45 44.17 1900 1900 100% PTES
Considerando os dados recolhidos e simulando o sistema com o limite de capacidade fixado nos
1900MWh, obtêm-se os resultados patentes na Tabela 5.15..
Tabela 5.15. – Resultados obtidos para 1900MWh, vazio de Inverno, Portugal – Espanha
País
Portugal Espanha
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 32.6 40.7
Excedente dos consumidores [€] 506843.2 1308887.9
Excedente dos produtores [€] 142596.8 342766.0
Excedente nodal [€] 649440.0 1651653.9
Benefícios globais do sistema [€] 2301093.8
Rendas de congestionamento [€] 15449.4
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 2316543.2
Procura [MWh] 6860.9 18750.1
Oferta [MWh] 8760.9 16850.1
Observa-se que existe uma ocupação total da capacidade de transmissão disponível, sendo o fluxo
de energia no sentido Portugal – Espanha. O preço da energia em Portugal é de 32.6€/MWh e em
Espanha, o preço é de 40.7€/MWh.
71
Por outras palavras, em Espanha, o transporte de 1900MWh, permite satisfazer a procura de
18750.1MWh, com uma produção de 16850.1MWh. O défice energético é colmatado com os
1900MWh provenientes de Portugal.
Por outro lado, em Portugal, são produzidos 8760.9MWh, que satisfazem a procura de 6860.9MWh e
ainda permitem exportar 1900MWh para Espanha.
Os resultados obtidos nas segunda e terceira simulações, incrementando em 50 e 100MWh o valor
estabelecido no status quo – são os expostos na Tabela 5.16.
Tabela 5.16. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Inverno, Portugal – Espanha
Status Quo Valores Incrementados
1900 MWh 1950 MWh 2000 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Portugal 32.6 32.7 32.9
Espanha 40.7 40.6 40.5
Excedente dos
consumidores [€]
Portugal 506843.2 505756.7 -1086.5 504671.3 -2171.9
Espanha 1308887.9 1310597.7 1709.8 1312308.7 3420.8
Excedente dos
produtores [€]
Portugal 142596.8 143988.3 1391.5 145386.5 2789.7
Espanha 342766.0 341231.6 -1534.4 339700.7 -3065.3
Excedente social [€] 2316543.2 2316443.5 -99.7 2316331.4 -211.8
Capacidade Utilizada [MWh] 1900 1950 2000
Rendas de Congestionamento [€] 15449.4 15369.2 -80.2 15264.1 -185.3
Como é possível observar na Tabela 5.16., com o aumento da capacidade de transmissão, ocorre um
decréscimo do excedente social. Esta variação deve-se, sobretudo, à variação negativa o excedente
dos consumidores portugueses, do excedente dos produtores espanhóis, assim como ao acréscimo
de custos de investimento. Por outro lado, as rendas de congestionamento verificadas com os
incrementos de capacidade diminuem, reflectindo-se negativamente o excedente social. Com efeito,
para um incremento de 50MWh na capacidade da linha, observa-se uma diminuição do excedente
social em 99.7€; já num incremento de 100MWh, assiste-se a uma diminuição do excedente em
211.8€.
Continuando a incrementar a capacidade, verifica-se a extinção de market splitting quando a
capacidade instalada é de 3550MWh, com uma utilização de 3528.8MWh. Os dados obtidos para
estes valores de capacidade são aqueles constantes na Tabela 5.17.
72
Tabela 5.17. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, vazio de Inverno, Portugal – Espanha
Status Quo Valores Incrementados
1900 MWh
…
3550 MWh
País
Re
su
lta
do
s
Preço [€/MWh] Portugal 32.6 37.7
Espanha 40.7 37.7
Excedente dos
consumidores [€]
Portugal 506843.2 472048.8 -34797.4
Espanha 1308887.9 1365162.9 56275.0
Excedente dos
produtores [€]
Portugal 142596.8 191401.6 48804.8
Espanha 342766.0 294552.1 -48213.9
Excedente social [€] 2316543.2 2306665.3 -9877.9
Capacidade Utilizada [MWh] 1900 3528.8
Rendas de Congestionamento [€] 15449.4 0
Com base nos dados da simulação, e tal como evidencia a Tabela 5.17., apenas se verifica a
extinção da separação de mercados – e consequente anulação das rendas de congestionamento –
quando a capacidade instalada na linha toma o valor de 3550MWh. Neste ponto, os preços nodais
igualam o valor de 37.7€, verificando-se uma ocupação de 3528.8MWh dos 3550MWh instalados. No
entanto, o investimento neste incremento de 1650MWh à capacidade da linha revela ter um impacto
negativo no excedente social, já que este evidencia uma variação negativa.
A diminuição do excedente social resulta da variação negativa do excedente dos consumidores
portugueses, do excedente dos produtores espanhóis, assim como do aumento dos custos de
investimento. Tal como sobejamente mencionado, devido à igualdade de preços nodais, ocorre a
anulação das rendas de congestionamento, contribuindo também de forma significativa para a
redução do excedente social.
5.6.1.5. Análise de Resultados
Nesta subsecção analisam-se os dados das subsecções anteriores, sistematizando as conclusões
retiradas para cada uma das datas representativas dos períodos de ponta e vazio de Verão e de
Inverno.
Para cada uma das datas e horas seleccionadas, registou-se a ocorrência de congestionamento na
interligação entre os nós português e espanhol.
Simulando o sistema com recurso às curvas de oferta e procura aproximadas às curvas reais – isto é,
aplicando o algoritmo de optimização do sistema – verificou-se a ocorrência de congestionamento em
três das datas em estudo. Teoricamente, no ponto óptimo de funcionamento do sistema, não existiria
congestionamento. No entanto, tal como expresso nos fundamentos do modelo aplicado, este não
73
optimiza o bem-estar social recorrendo à diminuição dos custos de produção do sistema, mas sim
através da maximização do excedente económico-social. Este excedente é obtido pela soma dos
excedentes dos produtores e consumidores com as rendas de congestionamento, a que se subtraem
os custos de investimento. Assim sendo, e considerando as limitações do modelo, o ponto óptimo do
sistema – correspondente à maximização do bem-estar social – pode ser obtida sem a extinção total
do congestionamento da linha de transmissão.
A utilização deste modelo implica, então, a maximização dos excedentes dos consumidores e
produtores, bem como das rendas de congestionamento associadas à linha, e dos custos de
investimento. Por outras palavras, a aplicação deste modelo procura um ponto óptimo de
funcionamento, onde o bem-estar social seja máximo, isto é, onde todas as partes envolvidas sejam
beneficiadas, independentemente de se tratar de produtores, consumidores ou o TSO.
Com o intuito de beneficiar, especificamente, uma das várias partes envolvidas num investimento em
transmissão eléctrica, H.Chao e R.Wilson estabelecem, em [3], diferentes modelos daquele aplicado
neste caso – o Efficient System Plan.
Para o modelo aplicado, e com base nos resultados obtidos através da simulação, procede-se a uma
análise qualitativa da distribuição de benefícios associados a incrementos na capacidade de
transmissão eléctrica na interligação.
No período de ponta de Verão, o limite da capacidade de transmissão foi de 1900MWh e conduziu ao
congestionamento da rede. Assim, no dia 17 de Julho, à hora 13, Portugal importou energia, sendo
Espanha o país exportador. No entanto, tal como mencionado anteriormente, o ponto óptimo obtido
pela simulação do sistema indica que a utilização da capacidade de interligação não deveria ter sido
total, mas sim de apenas 1159.6MWh. Ao que tudo indica, a utilização deste algoritmo de optimização
resolveria o problema de congestionamento, pelo que incrementar a capacidade de transmissão iria,
somente, aumentar os custos de investimento e, consequentemente, diminuis o excedente
económico-social.
No que diz respeito ao período de vazio de Verão, o trânsito de energia foi realizado, novamente, no
sentido de Espanha para Portugal, verificando-se um fluxo de 350MWh, com ocupação de 100% da
interligação. Nestas circunstâncias, Portugal classifica-se como nó importador e Espanha como nó
exportador de energia. Com o incremento do limite da capacidade de interligação entre os dois
países, os maiores beneficiários são os produtores espanhóis e os consumidores portugueses. Em
oposição, os produtores portugueses e os consumidores espanhóis assistem à redução dos seus
excedentes. Em termos globais, o excedente económico-social aumenta em 61.0€ e 109.4€, com os
incrementos de 50 e 100MWh, respectivamente. Este aumento é explicado, sobretudo, pela variação
positiva das rendas de congestionamento, do excedente dos consumidores portugueses e do
excedente dos produtores espanhóis. Através das simulações com incrementos sucessivos à
capacidade limite, verifica-se que deixa de ocorrer separação de mercados aos 2600MWh de
capacidade instalada, com uma utilização de 2593.0MWh. No entanto, o excedente-social diminui
com este investimento, uma vez que se verifica a anulação das rendas de congestionamento e,
74
portanto, os benefícios recolhidos pelos participantes passa a ser menor do que os custos totais dos
investimentos em nova capacidade.
Por outro lado, no período de ponta de Inverno, verificou-se um trânsito de energia no sentido de
Portugal para Espanha. A capacidade de interligação foi de 2000MWh e a sua ocupação foi total.
Nesta situação, classifica-se Portugal como o nó exportador e Espanha como o nó importador. Os
resultados obtidos por simulação do modelo de optimização indicam que os incrementos de 50 e
100MWh na interligação conduzem a variações negativas do excedente económico-social. Com
efeito, a variação negativa do excedente dos consumidores do nó exportador e do excedente dos
produtores no nó importador, bem como o incremento dos custos de investimento, superam as
variações positivas dos benefícios recolhidos pelos restantes participantes, conduzindo a um
decréscimo do bem-estar social. Por outro lado, a diminuição das rendas de congestionamento tem,
também, um grande impacto na variação negativa do excedente económico-social, contribuindo ainda
para esta variação. Incrementando a capacidade até aos 2350MWh, verifica-se que deixa de ocorrer
market splitting, sendo utilizados apenas 2342.1MWh. No entanto, e tal como expectável, o
investimento neste incremento de 350MWh continuaria a surtir um impacto negativo no excedente
social.
Finalmente, no período de vazio de Inverno, regista-se um trânsito de energia de 1900MWh, com o
sentido de Portugal para Espanha. Este fluxo de energia corresponde à utilização total da capacidade
de interligação e, consequentemente, à existência de congestionamento. Uma vez mais, o nó
importador foi Espanha e o exportador foi Portugal. À semelhança do caso anterior, o incremento da
capacidade de transmissão – seja em 50MWh, em 100MWh ou até à extinção de market splitting –
teria efeitos negativos do ponto-de-vista do bem-estar social. Com efeito, verifica-se um decréscimo
do excedente económico-social, sobretudo, devido à variação negativa do excedente dos
consumidores portugueses e do excedente dos produtores espanhóis. Por outro lado, o acréscimo
dos custos de investimento em nova capacidade de transmissão, assim como o decréscimo das
rendas de congestionamento – e a sua anulação, no caso da não existência de market splitting, aos
3550MWh – também contribuem de forma significativa para estar variação negativa do excedente
económico-social. Assim, conclui-se que os benefícios recolhidos pelos intervenientes neste processo
não seria suficiente para superar os custos totais do investimento em nova capacidade, conduzindo a
uma redução do bem-estar social.
5.6.1.6. Análise Comparativa
Nesta subsecção analisam-se os dados obtidos nas subsecções anteriores, de forma comparativa
com aqueles obtidos por R.Costa, em [2]. A análise dos resultados deste trabalho e de [2] será feita,
separadamente, para os períodos de ponta e vazio de Verão e de Inverno.
Em ambos os trabalhos, para cada uma das datas e horas seleccionadas, registou-se a ocorrência de
congestionamento na interligação entre os nós português e espanhol.
75
No período de ponta de Verão, em ambos os casos, o fluxo energético ocorre no sentido de Espanha
para Portugal. No caso de [2], regista-se um aumento do bem-estar social, com o incremento da
capacidade de interligação entre os dois países, pelo que R.Costa conclui que os consumidores
portugueses, em conjunto com os produtores espanhóis são os principais beneficiados com o
investimento em nova capacidade de interligação. No entanto, para o mesmo período, neste trabalho
a conclusão é diferente: simulando o sistema, o ponto óptimo obtido indica que não deveria ter
ocorrido separação de mercados e, portanto, congestionamento da rede. Assim sendo, qualquer
investimento na interligação conduziria, unicamente, ao decréscimo do excedente económico-social
e, por isso, iria lesar todos intervenientes no processo.
No que diz respeito ao período de vazio de Verão, uma vez mais, o fluxo energético é coincidente, em
ambos os trabalhos, com o sentido de Espanha para Portugal. De igual modo, tanto em [2] como na
presente investigação, se conclui que os maiores beneficiados com um incremento da capacidade de
interligação seriam os produtores espanhóis e os consumidores portugueses, que veriam os
respectivos excedentes aumentar. No entanto, em termos de excedente económico-social, em [2],
assiste-se a uma variação negativa, tornando injustificado o investimento na interligação, do ponto-
de-vista do bem-estar social. Já neste trabalho os resultados apontam noutro sentido: um incremento
na capacidade de transmissão entre os dois países iria trazer benefícios aos intervenientes,
aumentando o excedente económico-social.
Quanto ao período de ponta de Inverno, em [2] as conclusões apontam para uma utilização
injustificada da totalidade da interligação. Com efeito, R.Costa conclui que o ponto óptimo obtido não
corresponderia a uma utilização de 100% da capacidade e que, por isso mesmo, os investimentos em
incremento desta capacidade apenas iriam lesar os participantes, já que o aumento dos custos de
investimento iria superar os benefícios recolhidos por todas as partes, conduzindo à redução do
excedente económico-social. Neste trabalho, as simulações obtidas apontam noutro sentido, mas as
conclusões referentes ao investimento são coincidentes. Isto é, com os incrementos de 50 e 100MWh
na capacidade de interligação, verifica-se que o excedente dos consumidores no nó importador e o
excedente dos produtores no nó exportador aumentam, beneficiando, assim, os consumidores
espanhóis e os produtores portugueses. Não obstante, assiste-se a uma redução do excedente
económico-social, já que a variação negativa do excedente dos consumidores no nó exportador e do
excedente dos produtores no nó importador – bem como o incremento dos custos de investimento e o
decremento das rendas de congestionamento – superam as variações positivas dos benefícios
recolhidos pelos restantes participantes, conduzindo a um decréscimo do bem-estar social.
Finalmente, no que concerne ao período de vazio de Inverno, R.Costa conclui que o fluxo energético
toma o sentido de Espanha para Portugal, em oposição ao analisado nesta investigação, onde
Portugal corresponde ao nó exportador de energia e Espanha ao nó importador. Em [2], as
conclusões apontam, uma vez mais, para o aumento dos excedentes dos produtores portugueses e
dos consumidores espanhóis, tornando-os como principais beneficiados num investimento na
interligação entre os dois países. A investigação levada a cabo neste trabalho leva a concluir que o
incremento da capacidade de transmissão teria efeitos negativos do ponto-de-vista do bem-estar
76
social, diminuindo, por isso, o excedente económico-social. Por outro lado, do ponto-de-vista de
consumidores e produtores, regista-se que este investimento beneficiaria os produtores portugueses,
assim como os consumidores espanhóis, que veriam os respectivos excedentes aumentar. No
entanto – e à semelhança do caso anterior – os benefícios recolhidos pelos restantes intervenientes
não seriam suficientes para cobrir as variações negativas verificadas, tornando o investimento
inviável do ponto-de-vista social.
Em termos globais, verifica-se que o aumento da capacidade de transmissão tem um impacto positivo
nos produtores do nó exportador e nos consumidores do nó importador. Em oposição, o excedente
dos consumidores no nó exportador e o excedente dos produtores no nó importador diminuem. Este
facto concluir que há consonância com a conclusão retirada em [2], apesar da dissemelhança de
dados e resultados entre R.Costa e o presente trabalho.
5.6.2. Resultados do Troço Espanha – França
De seguida, apresentam-se os resultados obtidos por simulação do modelo de optimização, para os
períodos de ponta e vazio, de Verão e Inverno, para a interligação Espanha – França. Daí serão
retiradas conclusões relativas à distribuição de impactos resultantes de um investimento.
Para caracterização e análise da interligação entre os nós espanhol e francês, utilizou-se um
processo semelhante àquele empregue no troço Portugal-Espanha. No entanto, dada a escassez de
dados fornecidos pelo EPEXSpot, - mercado francês de electricidade – recorreu-se, maioritariamente,
aos dados disponibilizados pelo IESOE – Electricity Interconnection in South-Western Europ,
plataforma que disponibiliza os dados referentes às interligações do sudoeste europeu.
Nas subsecções que se seguem – além da exposição e discussão dos resultados obtidos por
simulação – apresentam-se os preços nodais da energia, para os dias e horas seleccionados, tal
como o sentido do fluxo de energia e a capacidade da linha, segundo dados recolhidos em [67].
Quanto às curvas agregadas de oferta e procura, para cada um dos nós, há a referir o seguinte: para
o nó francês, as curvas foram obtidas com recurso a [67]; por seu lado, para o nó espanhol,
obtiveram-se as curvas agregadas recorrendo ao OMIE. Como referido anteriormente, dada a
escassez de dados fornecidos para as transacções energéticas entre estes dois países, e embora se
saiba, à partida, que estas curvas não correspondem exactamente às curvas reais de procura e oferta
entre Espanha e França, admite-se que, para as datas seleccionados, a oferta e procura espanholas,
neste mercado, têm um comportamento semelhante ao observado no mercado ibérico.
Note-se que, nos dados recolhidos para as capacidades de cada um dos nós constituintes desta
interligação, existe uma grande discrepância na energia disponível para compra e venda, entre
Espanha e França. Esta diferença de MWh deve-se ao facto de a pool Ibérica ser quase obrigatória,
ao passo que, em França, grande parte da energia é vendida segundo contratos bilaterais, sendo
apenas a remanescente vendida na pool.
77
5.6.2.1. Período de Ponta de Verão
O dia 30 de Julho de 2014, à hora 13, caracteriza o período de ponta de Verão. Os preços nodais da
energia, assim como o sentido do spread, encontram-se ilustrados na Figura 5.18..
Figura 5.18. – Preço horário do mercado diário, ponta de Verão, Espanha – França [67]
Como é possível verificar pela Figura anterior, à hora 13, observam-se preços nodais diferentes para
Espanha e França, correspondendo a 55.96€ no nó espanhol e 35.91€ no nó francês. Esta diferença
de preços nodais indica que ocorreu market splitting. O congestionamento inerente a este fenómeno
– isto é, uma ocupação de 100% da capacidade da linha de transmissão – encontra-se ilustrado na
Figura 5.19..
Figura 5.19. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Verão, Espanha – França [67]
78
Na Figura 5.20. é possível observar que, para a hora e dia em estudo, a capacidade da linha foi de
1000MWh, sendo que o fluxo tomou o sentido França – Espanha.
Figura 5.20. – Saldo e sentido do fluxo energético, ponta de Verão, Espanha – França [67]
As curvas agregadas da oferta e procura, referentes ao dia 30 de Julho de 2014, à hora 13, são
aquelas constantes nas Figuras 5.21. e 5.22.. Na primeira, encontram-se as curvas alusivas ao nó
espanhol, obtidas pelo OMIE, segundo os trâmites descritos anteriormente. Na segunda figura,
encontram-se as curvas relativas ao nó francês, onde a laranja corresponde a curva da compra de
energia e a cinzento a curva de venda.
Figura 5.21. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Verão [65]
79
Figura 5.22. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, ponta de Verão [68]
Com base nos dados recolhidos e anteriormente expostos, sintetizou-se a informação relevante, que
agora se apresenta na Tabela 5.18..
Tabela 5.18. – Dados para simulação, ponta de Verão, Espanha – França
Ponta de Verão (30/07/2014 – hora 13)
Preço Capacidade de Transporte
% Ocupação Sentido do
Fluxo Espanha
(€/MWh)
França
(€/MWh)
Disponível
(MWh)
Ocupada
(MWh)
55.96 35.91 1000 1000 100% FRES
Seguindo o método já conhecido, simulou-se o modelo. A capacidade foi fixada nos 1000MWh, e
obtiveram-se os resultados da Tabela 5.19.. Estes valores estabelecem o status quo do sistema e
servirão como termo de comparação aos incrementos na capacidade de interligação.
80
Tabela 5.19. – Resultados obtidos para 1000MWh, ponta de Verão, Espanha – França
País
Espanha França
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 54.7 39.0
Excedente dos consumidores [€] 2022882.8 647644.0
Excedente dos produtores [€] 853449.2 198133.7
Excedente nodal [€] 2876332.0 845777.7
Benefícios globais do sistema [€] 3722109.7
Rendas de congestionamento [€] 15709.8
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 3737819.5
Procura [MWh] 32210.2 9165.8
Oferta [MWh] 31210.2 10165.8
Neste caso, verifica-se um limite de linha de 1000MWh. A capacidade de transmissão encontra-se
completamente esgotada, tal como acontece na realidade. Este trânsito de energia ocorre no sentido
França–Espanha. Conclui-se, assim, que em Espanha o transporte de 1000MWh satisfaz a procura
de 32210.2MWh, com uma produção de 31210.2MWh, colmatando o défice energético com a energia
importada de França. Por outro lado, em França, são produzidos 10165.8MWh, que permitem
satisfazer a procura de 9165.8MWh e exportar 1000MWh para Espanha. Quanto aos preços nodais
da energia, em Espanha o preço é superior ao francês: 54.7 € em Espanha e 39.0 € em França.
Estabelecido o status quo, procedeu-se às simulações relativas aos incrementos de 50 e 100MWh no
limite da capacidade de transmissão. Os resultados obtidos são os constantes na Tabela 5.20..
Tabela 5.20. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, ponta de Verão, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
1000 MWh 1050 MWh 1100 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 54.7 54.6 54.6
França 39.0 39.1 39.3
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 2022882.8 2024830.4 1947.6 2026779.0 3896.2
França 647644.0 646237.4 -1406.6 644832.4 -2811.6
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 853449.2 851563.6 -1885.6 849680.0 -3769.2
França 198133.7 199697.7 1564.0 201267.7 3134.0
Excedente social [€] 3737819.5 3738099.7 280.2 3738369.1 549.6
Capacidade Utilizada [MWh] 1000 1050 1100
Rendas de Congestionamento [€] 15709.8 16270.6 560.8 16810.0 1100.2
81
Atentando nos resultados da tabela anterior, pode-se concluir que os incrementos de 50 e 100MWh
no limite da linha de transmissão conduzem a um aumento da energia transitada entre os dois países.
Com efeito, e apesar destes incrementos, regista-se uma ocupação de 100% da interligação, em
ambos os casos, sendo que o fluxo é observado no sentido de França para Espanha. O aumento da
capacidade de transmissão traduz-se num incremento de produção no nó francês, com
consequências nos custos de produção, reflectindo-se negativamente no preço nodal deste país. Já
no caso espanhol, uma vez que se encontra maior quantidade de energia disponível em França,
assiste-se a uma diminuição dos custos de produção e, portanto, no preço nodal. Os incrementos no
limite da capacidade de transmissão reflectem-se no aumento do excedente económico-social, tal
como objectiva o modelo em estudo. Assim, verifica-se que este valor é incrementado em 280.2€ aos
1050MWh e 549.6€ aos 1100MWh. Este aumento deve-se à variação positiva das rendas de
congestionamento, do excedente dos consumidores no nó importador e do excedente dos produtores
no nó exportador (França). Em oposição, os produtores espanhóis, bem como os consumidores
franceses, sofrem uma redução dos respectivos excedentes.
Após a análise de impactos associados aos incrementos de 50 e 100MWh na capacidade limite
estabelecida pelo status quo, procedeu-se aos incrementos sucessivos de 50MWh até se observar a
extinção de market splitting. Os resultados obtidos encontram-se esquematizados na Tabela 5.21..
Tabela 5.21. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, ponta de Verão, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
1000 MWh
…
4700 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 54.7 50.3
França 39.0 50.3
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 2022882.8 2168355.2 145472.4
França 647644.0 548449.2 -99194.8
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 853449.2 720599.9 -132849.3
França 198133.7 329288.0 131154.3
Excedente social [€] 3737819.5 3729652.3 -8167.2
Capacidade Utilizada [MWh] 1000 4670.7
Rendas de Congestionamento [€] 15709.8 0
Simulando o sistema até extinção de market splitting, verifica-se que este fenómeno deixa de ser
observad aos 4700MWh de capacidade instalada, com uma utilização de 4670.7MWh. Aqui, verifica-
se uma igualdade de preços nodais aos 50.3€. Observa-se que os consumidores espanhóis, tal como
os produtores franceses continuam a incrementar os seus excedentes. No entanto, o excedente
económico-social sofre uma variação negativa de 8167.2€ devido, sobretudo, à anulação das rendas
82
de congestionamento e aos custos elevados de investimento na linha. Para este caso, o incremento
de 3700MWh na capacidade limite não será vantajosa do ponto de vista do bem-estar social.
5.6.2.2. Período de Vazio de Verão
O dia 21 de Junho de 2014, à hora 07, representa o período de vazio de Verão. Segundo os dados
recolhidos, ocorre market splitting na interligação Espanha–França, registando-se os preços de
46.58€ no nó espanhol e 16.88€ no nó Francês. Na Figura 5.23 encontram-se estes dados.
Figura 5.23. – Preço horário do mercado diário, vazio de Verão, Espanha – França [67]
A diferença de preços nodais observada indica a separação de mercados. O congestionamento
inerente a este encontra-se ilustrado na Figura 5.24..
Figura 5.24. – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Verão, Espanha – França [67]
Na Figura 5.25. observa-se uma capacidade da linha de de 700 MWh, com sentido França–Espanha.
83
Figura 5.25. – Saldo e sentido do fluxo energético, vazio de Verão, Espanha – França [67]
As curvas agregadas da oferta e procura, referentes ao dia 21 de Junho de 2014, à hora 07, são
aquelas constantes nas Figuras 5.26. e 5.27.. Na primeira, encontram-se as curvas alusivas ao nó
espanhol e, na segunda, encontram-se as curvas relativas ao nó francês, onde a laranja corresponde
a curva da compra de energia e a cinzento a curva de venda.
Figura 5.26. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Verão [65]
Figura 5.27. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, vazio de Verão [68]
84
Com base nos dados recolhidos e anteriormente expostos, sintetizou-se a informação relevante, que
agora se apresenta na Tabela 5.22..
Tabela 5.22. – Dados para simulação, vazio de Verão, Espanha – França
Vazio de Verão (21/06/2014 – hora 07)
Preço Capacidade de Transporte
%
Ocupação
Sentido do
Fluxo Espanha
(€/MWh)
França
(€/MWh)
Disponível
(MWh)
Ocupada
(MWh)
46.58 16.88 700 700 100% FRES
Seguindo o método já conhecido simulou-se o modelo, fixando a capacidade de transmissão nos
700MWh. Oss resultados obtidos através da optimização são os constantes na Tabela 5.23.. Note-se
que estes valores estabelecem o status quo do sistema e irão servir como termo de comparação para
efeitos de incremento na capacidade de interligação entre os dois países agora em estudo.
Tabela 5.23. – Resultados obtidos para 700MWh, vazio de Verão, Espanha – França
País
Espanha França
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 45.2 18.4
Excedente dos consumidores [€] 1286480.0 562940.6
Excedente dos produtores [€] 414832.3 70441.9
Excedente nodal [€] 1701312.3 633382.4
Benefícios globais do sistema [€] 2334694.7
Rendas de congestionamento [€] 18769.6
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 2353464.3
Procura [MWh] 19047.7 6954.5
Oferta [MWh] 18347.7 7654.5
No período em análise, regista-se um limite na capacidade de interligação de 700MWh, sendo que
esta se encontra completamente esgotada, tal como acontece na realidade. Este trânsito de energia é
observado no sentido França – Espanha.
Analisando os dados conclui-se que, em Espanha, o transporte de 700MWh possibilita satisfazer a
procura de 19047.7MWh, fazendo uso da produção de 18347.7MWh e colmatando o défice verificado
com a energia importada de França. Por outro lado, em França, são produzidos 7654.5MWh de
energia, satisfazendo a procura de 6954.5MWh e exportando 700MWh para Espanha.
85
Quanto aos preços nodais da energia, verifica-se em Espanha um preço superior ao francês, sendo
que estes tomam os valores de 45.2€ e 18.4€, respectivamente.
Considerando os dados da tabela 5.23. como correspondentes ao status quo do sistema, procedeu-
se às simulações relativas aos incrementos de 50 e 100MWh no limite da capacidade de transmissão.
Os resultados obtidos são os constantes na Tabela 5.24..
Tabela 5.24. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Verão, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
700 MWh 750 MWh 800 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 45.2 45.1 45.0
França 18.4 18.5 18.6
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 1286480.0 1288222.5 1742.5 1289966.1 3486.1
França 562940.6 562183.0 -757.6 561425.9 -1514.7
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 414832.3 413156.1 -1676.2 411483.4 -3048.9
França 70441.9 71278.4 836.5 72120.0 1678.1
Excedente social [€] 2353464.3 2354300.0 835.7 2355125.6 1661.3
Capacidade Utilizada [MWh] 700 750 800
Rendas de Congestionamento [€] 18769.6 19959.9 1190.3 21130.3 2360.7
À semelhança daquilo que se observou no caso anterior, verifica-se que os incrementos de 50 e
100MWh no limite da linha de transmissão, conduzem a um aumento da energia transitada entre os
dois países, sendo que a ocupação da interligação se mantém nos 100%, em ambos os casos. O
fluxo energético é registado no sentido de França para Espanha.
Uma vez mais, o aumento da capacidade de transmissão manifesta-se num incremento de produção
no nó francês, com consequências nos custos de produção. Consequentemente, o preço nodal deste
país aumenta. Por outro lado, em Espanha, devido à maior quantidade de energia disponível no nó
vizinho, assiste-se a uma diminuição dos custos de produção e, portanto, do preço nodal. No que diz
respeito ao excedente económico-social, observa-se que, ao incrementar o limite da capacidade de
transmissão, este aumenta, cumprindo o objectivo do modelo de optimização aplicado. Com efeito,
assiste-se a um incremento de 835.7€ no excedente social, quando se incrementa em 50MWh o
limite da linha e um aumento de 1661.3€ quando o limite é incrementado em 100MWh. Este aumento
de excedente deve-se, sobretudo, à variação positiva das rendas de congestionamento, ao aumento
do excedente dos consumidores no nó importador (Espanha) e do excedente dos produtores no nó
exportador (França). Tal como se observou no período de ponta de Verão, os produtores espanhóis,
assim como os consumidores franceses assistem a uma redução dos respectivos excedentes.
86
Feita a análise de impactos decorrentes dos incrementos de 50 e 100MWh na capacidade limite
estabelecida, procedeu-se à incrementação sucessiva de 50MWh até à extinção de market splitting e,
portanto, até à extinção de congestionamento da rede. Os resultados obtidos encontram-se
esquematizados na Tabela 5.25..
Tabela 5.25. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, vazio de Verão, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
700 MWh
…
7400 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 45.2 33.0
França 18.4 33.0
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 1286480.0 1530074.5 243594.5
França 562940.6 466116.5 -96824.1
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 414832.3 220723.2 -194109.1
França 70441.9 226233.8 155791.9
Excedente social [€] 2353464.3 2376148.0 22683.7
Capacidade Utilizada [MWh] 700 7389.4
Rendas de Congestionamento [€] 18769.6 0
Nestas condições, verifica-se que a separação de mercados deixa de ser observada aos 7400MWh
de capacidade instalada, isto é, após um incremento de 6700MWh na capacidade de interligação. Tal
como seria de esperar, assiste-se a uma igualdade de preços nodais, sendo que estes tomam o valor
de 33.0€.
Nestas condições, verifica-se que os consumidores espanhóis, conjuntamente com os produtores
franceses, aumentam os respectivos excedentes. Em oposição, o excedente dos consumidores
franceses, assim como o excedente dos produtores espanhóis sofre uma variação negativa, de
96824.1€ e 194109.1€, respectivamente. No entanto, o excedente económico-social continua a
aumentar, mesmo após o incremento de 6700MWh na capacidade de interligação, sofrendo uma
variação positiva de 22683.7€. Assim sendo, do ponto-de-vista do bem-estar social, este seria um
investimento que continuaria a beneficiar todas as partes envolvidas.
5.6.2.3. Período de Ponta de Inverno
De forma a caracterizar o período de ponta de Inverno, seleccionou-se o dia 31 de Janeiro de 2014, à
hora 19. Considerando os dados recolhidos, observa-se a ocorrência de market splitting na
interligação Espanha – França e registam-se como preços nodais os valores de 46.00 € no nó
espanhol e 61.76 € no nó Francês. Na Figura 5.28. ilustram-se estes dados.
87
Figura 5.28. – Preço horário do mercado diário, ponta de Inverno, Espanha – França [67]
A diferença de preços nodais evidencia a separação de mercados, assim como o congestionamento
da rede, tal como ilustrado na Figura 5.29., onde está patente a ocupação de 100% da interligação
entre Espanha e França, à hora 19, do dia 31 de Janeiro de 2014.
Figura 5.29. – Utilização da capacidade de interligação, ponta de Inverno, Espanha – França [67]
Na Figura 5.30. é possível observar que, para a hora e dia em estudo, a capacidade de interligação
entre os dois países foi de 1000MWh, sendo que o fluxo tomou o sentido Espanha – França.
Figura 5.30. – Saldo e sentido do fluxo energético, ponta de Inverno, Espanha – França [67]
88
Nas Figuras 5.31. e 5.32. encontram-se as curvas agregadas da oferta e procura. Na primeira,
encontram-se as curvas espanholas e, na segunda, as curvas francesas.. Recorde-se que estas
curvas irão servir como base para estabelecimento das curvas de demand e supply de cada nó da
rede, para a posterior análise inerente aos objectivos deste trabalho.
Figura 5.31. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, ponta de Inverno [65]
Figura 5.32. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, ponta de Inverno [68]
Tendo como base os dados recolhidos e anteriormente expostos, sintetizou-se a informação
relevante, e que se apresenta na Tabela 5.26..
Tabela 5.26. – Dados para simulação, ponta de Inverno, Espanha – França
Ponta de Inverno (31/01/2014 – hora 19)
Preço Capacidade de Transporte
%
Ocupação
Sentido do
Fluxo Espanha
(€/MWh)
França
(€/MWh)
Disponível
(MWh)
Ocupada
(MWh)
46.00 61.76 1000 1000 100% ESFR
89
Uma vez mais, adoptou-se o método sobejamente descrito, e fixou-se a capacidade de transmissão
nos 1000MWh. Os resultados obtidos através da optimização são os constantes na Tabela 5.27..
Estes valores estabelecem o status quo do sistema e servirão como termo de comparação para
efeitos de incremento na capacidade de interligação entre os dois países em estudo.
Tabela 5.27. – Resultados obtidos para 1000MWh, ponta de Inverno, Espanha – França
País
Espanha França
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 51.5 58.0
Excedente dos consumidores [€] 1496442.4 674132.7
Excedente dos produtores [€] 624701.9 290368.7
Excedente nodal [€] 2121144.3 964501.4
Benefícios globais do sistema [€] 3085645.7
Rendas de congestionamento [€] 6418.9
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 3092064.6
Procura [MWh] 23243.2 11020.5
Oferta [MWh] 24243.2 10020.5
No período de ponta de Inverno, regista-se um limite na capacidade de interligação de 1000MWh,
sendo que esta se encontra completamente esgotada, tal como acontece na realidade.
Contrariamente ao observado nos casos anteriores, este trânsito de energia é observado no sentido
de Espanha para França.
Optimizando o sistema, verifica-se que, em França, a procura de 11020.5MWh é satisfeita pelos
10020.5MWh de energia produzida, em conjunto com a importação de 1000MWh provenientes de
Espanha. Já no nó espanhol, a produção de 24243.2MWh possibilita satisfazer a procura de
23243.2MWh desse país e colmatar o défice energético verificado em França. No que diz respeito
aos preços nodais da energia, regista-se um valor superior em França, face a Espanha, tomando os
valores de 58.0 € e 51.5 €, respectivamente.
Tendo os dados constantes na Tabela 5.27. como referência – isto é, o status quo do sistema –
procedeu-se às simulações relativas aos incrementos de 50 e 100MWh no limite da capacidade de
transmissão. Os resultados obtidos são os constantes na Tabela 5.28..
90
Tabela 5.28. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, ponta de Inverno, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
1000 MWh 1050 MWh 1100 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 51.5 51.6 51.7
França 58.0 57.8 57.6
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 1496442.4 1494657.5 -1784.9 1492873.7 -3568.7
França 674132.7 676229.6 2096.9 678329.8 4197.1
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 624701.9 626565.5 1863.6 628431.9 3730.0
França 290368.7 288466.6 -1902.1 286570.8 -3797.9
Excedente social [€] 3092064.6 3091878.9 -185.7 3091679.8 -384.8
Capacidade Utilizada [MWh] 1000 1050 1100
Rendas de Congestionamento [€] 6418.9 6459.6 40.7 6473.5 54.6
Segundo a Tabela 5.28., com o aumento da capacidade de transmissão, decresce o excedente
social. Esta variação deve-se, sobretudo, à variação negativa do excedente dos consumidores
espanhóis, do excedente dos produtores franceses e ao acréscimo de custos de investimento. Por
outro lado, as rendas de congestionamento verificadas com os incrementos de capacidade
aumentam, mas não de forma suficientemente expressiva para que o excedente social aumente. Com
efeito, para um incremento de 50MWh na capacidade, observa-se uma diminuição do excedente
social em 185.7€; já aos 100MWh, assiste-se a uma diminuição do excedente em 348.8€.
Incrementando de forma continua, em 50MWh, o limite da capacidade de interligação, é verificado
que deixa de ocorrer congestionamento da rede aos 2250MWh de capacidade instalada. Os dados
obtidos para esta simulação de capacidade são aqueles constantes na Tabela 5.29.
Tabela 5.29. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, ponta de Inverno, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
1000 MWh
…
2250 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 51.5 53.4
França 58.0 53.4
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 1496442.4 1453818.5 -42623.9
França 674132.7 725457.8 51325.1
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 624701.9 670283.2 45581.3
França 290368.7 246363.8 -44004.9
Excedente social [€] 3092064.6 3083423.3 -8641.3
Capacidade Utilizada [MWh] 1000 2202.3
Rendas de Congestionamento [€] 6418.9 0
91
Com base nos dados da simulação, e tal como evidencia a Tabela 5.29., a extinção de market
splitting – e consequente anulação das rendas de congestionamento – quando a capacidade
instalada na linha toma o valor de 2250MWh, ou seja, após um incremento de 1250MWh. Neste
ponto, os preços nodais igualam o valor de 53.4€, verificando-se uma ocupação de 2202.3MWh dos
2250MWh instalados. No entanto, o investimento neste incremento à capacidade da linha revela ter
um impacto negativo do ponto-de-vista do excedente social, já que este evidencia uma variação
negativa.
A diminuição do excedente social resulta da variação negativa do excedente dos consumidores
espanhóis, do excedente dos produtores franceses, assim como do aumento dos custos de
investimento. Tal como sobejamente mencionado, devido à igualdade de preços nodais, ocorre a
anulação das rendas de congestionamento, contribuindo também de forma significativa para a
redução do excedente social.
5.6.2.4. Período de Vazio de Inverno
Para o período de ponta de Inverno, o dia 14 de Janeiro de 2014, à hora 08, foi o seleccionado.
Considerando os dados recolhidos, observa-se a ocorrência de market splitting na interligação
Espanha – França e registam-se como preços nodais os valores de 25.00 € no nó espanhol e 60.09 €
no nó Francês. Na Figura 5.33. ilustram-se estes dados.
Figura 5.33. – Preço horário do mercado diário, vazio de Inverno, Espanha – França [67]
A diferença de preços nodais evidencia a separação de mercados, assim como o congestionamento
da rede, tal como ilustrado na Figura 5.34., onde está patente a ocupação de 100% da interligação
entre Espanha e França, à hora e dia estudados
92
Figura 5.34 – Utilização da capacidade de interligação, vazio de Inverno, Espanha – França [67]
Na Figura 5.35. é possível observar que, para o dia 14 de Janeiro de 2014, à hora 08, a capacidade
de interligação entre os dois países em análise foi de 1000MWh, sendo que o fluxo tomou o sentido
de Espanha para França.
Figura 5.35. – Saldo e sentido do fluxo energético, vazio de Inverno, Espanha – França [67]
Nas Figuras 5.36. e 5.37. encontram-se as curvas agregadas da oferta e procura, referentes ao dia e
hora em estudo. Na primeira, encontram-se as curvas alusivas ao nó espanhol e, na segunda,
encontram-se as curvas relativas ao nó francês, onde a laranja representa a curva da compra de
energia e a cinzenta a curva de venda.
Figura 5.36. – Curvas agregadas da oferta e procura, para Espanha, vazio de Inverno [65]
93
Figura 5.37. – Curvas agregadas da oferta e procura, para França, vazio de Inverno [68]
Considerando os dados recolhidos, sintetizou-se a informação relevante, que consta na Tabela 5.30..
Tabela 5.30. – Dados para simulação, vazio de Inverno, Espanha – França
Vazio de Inverno (14/01/2014 – hora 08)
Preço Capacidade de Transporte
%
Ocupação
Sentido do
Fluxo Espanha
(€/MWh)
França
(€/MWh)
Disponível
(MWh)
Ocupada
(MWh)
25.00 60.09 1000 1000 100% ESFR
Uma vez mais, adoptou-se o método descrito, e fixou-se a capacidade de transmissão nos 1000MWh.
Os resultados obtidos através da optimização são os constantes na Tabela 5.31.. Estes valores
estabelecem o status quo do sistema e servirão como termo de comparação para efeitos de
incremento na capacidade de interligação entre os dois países em estudo.
Tabela 5.31. – Resultados obtidos para 1000MWh, vazio de Inverno, Espanha – França
País
Espanha França
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] 29.7 42.3
Excedente dos consumidores [€] 526599.5 1278301.0
Excedente dos produtores [€] 118705.0 370973.5
Excedente nodal [€] 645304.5 1649274.5
Benefícios globais do sistema [€] 2294579.1
Rendas de congestionamento [€] 12624.2
Investimento em transmissão [€] 0
Excedente económico-social [€] 2307203.2
Procura [MWh] 6993.4 18529.8
Oferta [MWh] 7993.4 17529.8
94
No período de vazio de Inverno, regista-se um limite na capacidade de interligação de 1000MWh,
sendo que esta se encontra completamente esgotada, tal como acontece na realidade. À semelhança
do caso anterior, este trânsito de energia é registado no sentido de Espanha para França.
Optimizando o sistema, verifica-se que, em França, a procura de 18529.8MWh é satisfeita pelo
conjunto dos 17529.8MWh de energia produzida e da importação de 1000MWh provenientes de
Espanha. Já no nó espanhol, a produção de 7993.4MWh possibilita satisfazer a procura de
6993.4MWh desse país e colmatar o défice energético verificado em França. Quanto aos preços
nodais da energia, regista-se um valor superior em França, face a Espanha, tomando os valores de
42.3€ e 29.7€, respectivamente.
Estabelecido o status quo do sistema, procedeu-se à simulação do sistema, agora, com os
incrementos de 50 e 100MWh no limite da capacidade de transmissão. Os resultados obtidos são os
constantes na Tabela 5.32..
Tabela 5.32. – Impacto da incrementação da capacidade de transmissão, vazio de Inverno, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
1000 MWh 1050 MWh 1100 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 29.7 29.9 30.0
França 42.3 42.2 42.1
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 526599.5 525492.0 -1107.5 524385.7 -2213.8
França 1278301.0 1279990.8 1689.8 1281681.7 3380.7
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 118705.0 119974.9 1269.9 121251.6 2546.6
França 370973.5 369377.1 -1596.4 367784.2 -3189.3
Excedente social [€] 2307203.2 2307328.2 125.0 2307440.7 237.5
Capacidade Utilizada [MWh] 1000 1050 1100
Rendas de Congestionamento [€] 12624.2 12993.3 369.1 13337.5 713.3
No período de vazio de Inverno, com o aumento da capacidade de transmissão, ocorre um acréscimo
do excedente social, associado ao aumento do excedente dos consumidores em França e do
excedente dos produtores em Espanha. Observa-se, ainda, que em ambos os casos, a capacidade
de interligação é completamente esgotada, tendo como consequência a variação positiva das rendas
de congestionamento, que contribui também para o aumento do excedente social. Assim, ao
incrementar em 50MWh o limite da linha de transmissão, observa-se um aumento de 125.0€ no
excedente social. Já uma capacidade de transmissão incrementada até aos 1100MWh produzirá um
excedente social superior ao observado no status quo, em 237.5€. Incrementando continuamente, em
50MWh, o limite da capacidade de interligação, até à extinção de congestionamento na rede, obtêm-
se os resultados constantes na Tabela 5.33..
95
Tabela 5.33. – Impacto da incrementação da capacidade até extinção de market splitting, vazio de Inverno, Espanha – França
Status Quo Valores Incrementados
1000 MWh
…
3550 MWh
País
Resu
ltad
os
Preço [€/MWh] Espanha 29.7 37.7
França 42.3 37.7
Excedente dos
consumidores [€]
Espanha 526599.5 472048.8 -54550.7
França 1278301.0 1365162.8 86861.8
Excedente dos
produtores [€]
Espanha 118705.0 191401.6 72696.6
França 370973.5 294552.1 -76421.4
Excedente social [€] 2307203.2 2297665.3 -9537.9
Capacidade Utilizada [MWh] 1000 3528.8
Rendas de Congestionamento [€] 12624.2 0
Verifica-se que a separação de mercados deixa de ser observada aos 3550MWh de capacidade
instalada. Aqui, verifica-se uma igualdade de preços nodais, tomando o valor de 37.7€. Observa-se
que os consumidores espanhóis, tal como os produtores franceses vêem os respectivos excedentes
diminuir. No entanto, os consumidores franceses, assim como os produtores espanhóis assistem a
um aumento dos respectivos excedentes.
No que diz respeito ao excedente económico-social, há a salientar uma variação negativa de 9537.9€
devido, sobretudo, à anulação das rendas de congestionamento e aos custos elevados de
investimento na linha. Verifica-se que, para este caso, o incremento de 2550MWh na capacidade
limite não será vantajosa do ponto de vista do bem-estar social, não contribuindo para um acréscimo
de benefícios para todas as partes envolvidas no investimento.
5.6.2.5. Análise de Resultados
Nesta subsecção, à semelhança do estudo da interligação Portugal – Espanha, analisam-se os dados
obtidos nas subsecções anteriores, sistematizando as conclusões retiradas para cada uma das datas
seleccionadas, representativas dos períodos de pico e vazio de Verão e de Inverno.
Para cada uma das datas e horas seleccionadas, registou-se a ocorrência de congestionamento na
interligação entre os nós espanhol e francês.
Aplicando o algoritmo de optimização do sistema, verificou-se a ocorrência de congestionamento na
rede, em todas as datas estudadas. Tal como explicado para a interligação Portugal – Espanha,
teoricamente, no ponto óptimo de funcionamento do sistema, não deveria ocorrer congestionamento;
no entanto, o modelo aplicado não optimiza o bem-estar social com recurso à diminuição dos custos
96
de produção do sistema, mas sim recorrendo à maximização do excedente económico-social. Como
este excedente se obtém através da soma dos excedentes dos produtores e consumidores com as
rendas de congestionamento, subtraindo os custos de investimento, a diminuição dos custos de
produção não é assegurada. Assim, o ponto óptimo do sistema pode ser obtido sem a extinção total
do congestionamento da linha de transmissão.
A aplicação deste modelo procura um ponto óptimo de funcionamento, onde o bem-estar social seja
máximo, isto é, onde todas as partes sejam beneficiadas.
Para o modelo aplicado, e com base nos resultados obtidos através da simulação, procede-se a uma
análise qualitativa da distribuição de benefícios associados a incrementos na capacidade de
transmissão eléctrica na interligação entre Espanha e França.
No período de ponta de Verão, o limite da capacidade de transmissão foi de 1000MWh e conduziu ao
congestionamento da rede. Assim, no dia 30 de Julho, à hora 13, Espanha importou energia, pelo que
França constitui o nó exportador. Os resultados das simulações relativas aos incrementos de 50 e
100MWh no limite da linha de transmissão evidenciam um aumento do excedente económico-social.
Particularizando para o caso dos consumidores e produtores de energia, regista-se um aumento do
excedente dos consumidores espanhóis e do excedente dos produtores franceses, evidenciando que
são estes os beneficiados pelo investimento na interligação. Incrementando sucessivamente o limite
da capacidade de interligação, verifica-se que deixa de ocorrer market splitting aos 4700MWh de
capacidade, com uma utilização de 4670.7MWh. Nestas circunstâncias, os consumidores espanhóis
conjuntamente com os produtores franceses continuam a ser os principais beneficiados pelo
investimento, vendo os respectivos excedentes aumentar. No entanto, numa perspectiva global,
verifica-se que este investimento não seria viável do ponto-de-vista do bem-estar social, uma vez que
o excedente económico-social assiste a uma variação negativa. Esta redução é explicada pelo facto
de os benefícios recolhidos pelos participantes ser inferior aos custos totais do investimento na nova
capacidade de interligação.
No período de vazio de Verão, à semelhança do caso anterior, o trânsito de energia foi realizado no
sentido de França para Espanha. O fluxo de 700MWh, com ocupação de 100% da interligação,
permitiu classificar o nó espanhol como importador e o nó francês como o exportador de energia.
Com o incremento do limite da capacidade de interligação entre os dois países, verificam-se como
maiores beneficiados no investimento os produtores franceses, em conjunto com os consumidores
espanhóis. O aumento dos respectivos excedentes, conjuntamente com a variação positiva das
rendas de congestionamento, conduz ao incremento do excedente económico-social. Através das
simulações com incrementos sucessivos à capacidade limite, verifica-se que deixa de ocorrer
separação de mercados aos 7400MWh de capacidade instalada. Nestas condições, os consumidores
espanhóis, conjuntamente com os produtores franceses, aumentam os respectivos excedentes,
tornando-se assim nos principais beneficiados com este investimento. Contrariamente ao que
acontecia no período de ponta de Verão, nestas circunstâncias, o excedente económico-social
97
continua a aumentar – mesmo após o incremento de 6700MWh na capacidade de interligação – o
que indica que este investimento traria benefícios do ponto-de-vista económico-social.
No que diz respeito ao período de ponta de Inverno, observou-se um trânsito de energia no sentido
de Espanha para França. A capacidade de interligação foi de 1000MWh e a sua ocupação foi total.
Nesta situação – e em oposição aos casos anteriores – classifica-se Espanha como o nó exportador
e França como o nó importador de energia. Os resultados da simulação indicam que os incrementos
de 50 e 100MWh na interligação conduzem a um decréscimo do excedente económico-social,
indicando que os benefícios recolhidos pelos participantes não são suficientes para cobrir os custos
totais dos investimentos em nova capacidade de transmissão. No entanto, assiste-se a um aumento
dos excedentes dos consumidores franceses e dos produtores espanhóis, evidenciando que estes
serão os principais beneficiados com o investimento. Incrementando a capacidade até aos 2250MWh,
verifica-se que deixa de ocorrer market splitting. No entanto, o investimento neste incremento revela
ter um impacto negativo do ponto-de-vista do excedente social, já que este sofre uma variação
negativa. Esta redução terá uma justificação consistente com aquela atribuída aos incrementos de 50
e 100MWh.
Finalmente, no período de vazio de Inverno, regista-se um trânsito de energia de 1000MWh, com
ocupação da totalidade da interligação. O sentido do fluxo é verificado de Espanha para França,
tornando uma vez mais Espanha no nó exportador e França no nó importador de energia. Os
incrementos de 50 e 100MWh no limite da capacidade de interligação evidenciam um acréscimo do
excedente económico-social, associado ao aumento das rendas de congestionamento, bem como à
variação positiva dos excedentes dos consumidores franceses e dos produtores espanhóis. Assim
sendo, conclui-se que seriam, uma vez mais, os consumidores do nó importador em conjunto com os
produtores do nó exportador, os beneficiados pelo investimento na interligação. Incrementando
continuamente, em 50MWh, o limite da capacidade de interligação, até à não- ocorrência de
congestionamento na rede, verifica-se que a separação de mercados deixa de ser observada aos
3550MWh de capacidade instalada. Nesta situação, os consumidores franceses, assim como os
produtores espanhóis assistem a um aumento dos respectivos excedentes, mantendo válidas as
conclusões retiradas para os incrementos de 50 e 100MWh. Em termos globais, este investimento
não se considera viável, já que conduz a uma diminuição do excedente económico-social. Esta
variação negativa revela, uma vez mais, que os benefícios recolhidos pelos intervenientes no
processo não são suficientes para fazer face aos custos totais de investimento na interligação, tendo
como consequência o prejuízo social.
98
99
Capítulo 6 – Conclusões
Na década de 90, partindo de directivas emitidas pela Comissão Europeia, o processo de
liberalização da rede eléctrica deu os primeiros passos. Neste sentido, Portugal e Espanha criaram
em conjunto um Mercado Ibérico de Energia, o MIBEL, e França assistiu à criação e desenvolvimento
do mercado Francês, o Powernext. O processo de liberalização e a introdução da concorrência no
sector da produção alteraram o paradigma do sector eléctrico. As actividades de planeamento e
operação do parque produtor são efectuados por empresas privadas, cujo principal objectivo é a
maximização dos seus lucros.
Em geral, o segmento do transporte de energia mantém-se um monopólio regulado, sendo operado e
planeado por um Operador do Sistema de Transporte (TSO).
Estas alterações estruturais no sistema eléctrico conduziram à criação destes mercados de energia,
que permitem a livre transacção de energia entre produtores e consumidores.
O segmento do transporte de energia eléctrica, sendo considerado um monopólio natural, está sujeito
a regulação. Esta regulação deve afiançar a viabilidade financeira da empresa regulada, fomentar a
prestação justa e apropriada do serviço, estimular a minimização de custos de operação e garantir a
existência de uma renda recolhida pelo TSO, bem como garantir uma expansão eficiente da rede de
transporte.
Esta alteração de paradigma no sector da indústria eléctrica tem um forte impacto no planeamento da
expansão da rede. Assim, enquanto numa indústria tradicional as decisões sobre investimentos em
transporte e produção de electricidade eram tomadas centralmente, num sector reestruturado as
decisões sobre a expansão do parque produtor, tomadas por empresas privadas, podem resultar num
conflito de interesses.
O papel desempenhado pela transmissão eléctrica, no contexto de um sector reestruturado, é
fundamental, uma vez que não só deve garantir a segurança e estabilidade da rede, como também é
essencial para mitigar o possível poder de mercado dos produtores e permitir o livre e justo acesso à
energia a todos os participantes. O exercício destas funções é imprescindível para um bom
funcionamento do mercado.
O crescente aumento da produção descentralizada, assim como o crescimento das trocas de energia
resultantes da abertura do mercado, são factores determinantes para a imprevisibilidade e dinâmica
do trânsito de energia. De forma a fazer face a estas alterações nos padrões de produção e consumo,
a rede deve ser flexível e robusta, implicando a sua expansão e organização óptimas.
Estes fluxos de energia mais dinâmicos e imprevisíveis podem conduzir ao aumento significativo do
congestionamento da rede de transporte, constituindo um obstáculo ao bom funcionamento do
mercado. Numa indústria tradicional, os custos de congestionamento são suportados igualmente por
todos os consumidores, sendo considerado como o preço a pagar pela garantia da segurança e
100
fiabilidade do sistema. Numa indústria reestruturada, são desenvolvidas diversas estratégias para
gerir este congestionamento. É com o propósito de conhecer essas estratégias que, no presente
trabalho, são apresentados alguns desses métodos: o Uplift Charges, o System Redispatch Costs e o
Congestion Revenues ou Market Splitting. O primeiro visa a gestão dos custos de congestionamento,
estabelecendo um preço único de mercado. No entanto, este método não conduz ao fomento de uma
expansão óptima da rede, já que não envia sinais de investimentos aos produtores. Os segundo e
terceiro métodos fazem uso de uma diferenciação de preços, de forma a gerir os custos de
congestionamento. A diferença entre estas duas estratégias reside, essencialmente, no método
adoptado para a definição dos preços. O método Market Splitting, adoptado no estudo levado a cabo
neste trabalho, foi considerado a melhor solução, resolvendo o congestionamento a nível estrutural,
por enviar sinais de investimento eficientes aos produtores.
Esta expansão óptima da rede está intrinsecamente interligada à coordenação dos investimentos em
transporte e produção de electricidade, tema fundamental deste trabalho. O transporte de energia
eléctrica pode ser encarado como complemento ou substituto à capacidade de produção. Desta
forma, os investimentos na rede, assim como os preços que daí advêm, influenciam fortemente a
localização, a temporalidade e o tipo de investimentos a efectuar em produção de energia. De forma
a garantir que um investimento em nova capacidade de produção é feito onde é mais necessário, o
TSO deve conseguir, a curto prazo, uma gestão eficiente do congestionamento da rede; por outro
lado, e a longo prazo, o TSO deve garantir uma expansão adequada da rede.
O estabelecimento dos preços nodais de energia – métodos de pricing – com base nos preços
marginais locais é, no imediato, eficaz na resolução do congestionamento, enviando ao operador do
sistema sinais eficientes sobre os investimentos em transmissão. De forma complementar, o TSO
deve investir na rede, em projectos que visem a maximização do excedente económico-social.
Como foi sobejamente referido, o sector do transporte de electricidade constitui um monopólio
natural. Contudo, em determinados ambientes, é possível considerar investimentos privados na rede.
Estes investimentos são remunerados com base em rendas e direitos de transmissão que, na teoria,
conduzem a uma expansão óptima da rede. Todavia, dadas as imperfeições do mercado e,
principalmente, devido à descontinuidade dos investimentos em transmissão, os investimentos
privados não são sustentáveis a grande escala. Estes são considerados viáveis, apenas, em
projectos de pequena dimensão, que não conduzam à diminuição da diferença de preços nodais.
Como consequência, a expansão da rede de transporte de energia depende sempre de investimentos
regulados, sendo que, na rede eléctrica europeia, não se consideram de todo os investimentos
privados.
A rede europeia de transporte de electricidade carece de investimentos fundamentais para a
manutenção e expansão do sistema. No entanto, os TSOs não dispõem de capacidade financeira
suficiente para suportar a maioria dos investimentos necessários. Apesar de os investimentos
regulados gozarem de um retorno financeiro fixo, o investimento inicial é bastante avultado, sendo
apenas recuperado ao longo da vida do projecto.
101
Recorrendo à aplicação de um modelo de análise da distribuição dos impactos decorrentes de um
investimento em transmissão na interligação Ibérica, um estudo anterior verificou que o aumento da
capacidade de transmissão tem um impacto positivo nos produtores do nó espanhóis, conjuntamente
com os consumidores portugueses. No entanto, uma vez que esse estudo focava apenas alguns
aspectos da transmissão eléctrica, e somente relativos à interligação entre Portugal e Espanha – e
sabendo que, no sudoeste europeu, um dos maiores bottlenecks da rede se localiza na interligação
espanhola com França – considerou-se que um estudo neste âmbito faria mais sentido.
Neste trabalho foi estudado o modelo matemático, que permite a optimização do bem-estar social,
num investimento em transporte de energia eléctrica, identificando claramente os benefícios e
prejuízos daí decorrentes. Este modelo de optimização, designado Efficient System Plan, permite
encontrar um ponto de funcionamento óptimo da rede de transporte em estudo, maximizando o
excedente económico-social. Este excedente caracteriza-se por ser a soma do excedente agregado
dos produtores e consumidores, com as rendas de congestionamento, a que se subtraem os custos
de investimento. Note-se, no entanto, que este modelo poderá ser manipulado no sentido da sua
aplicação contemplar somente o benefício dos consumidores, ou dos produtores, ou o aumento das
rendas de congestionamento; bastando, para o efeito, multiplicar as devidas parcelar por um factor de
escala.
Foi, então, com base num estudo semelhante ao descrito, que se desenvolveu uma análise da
distribuição de benefícios resultantes de investimentos nas interligações do sudoeste europeu –
nomeadamente entre Portugal, Espanha e França – procurando, assim, colmatar as falhas apontadas
no estudo anterior.
A aplicação deste modelo analítico à interligação entre os três países constituintes da rede
considerada, permitiu concluir que os incrementos da capacidade de interligação entre cada um dos
nós surtirão efeitos positivos nos produtores do nó exportador e nos consumidores do nó importador
de energia. Em oposição, registou-se que os consumidores do nó exportador, conjuntamente com os
produtores do nó importador vêem os respectivos excedentes diminuir, sendo por isso lesados num
possível investimento na interligação.
6.1. Trabalho Futuro
No decorrer deste trabalho foram tomadas algumas decisões que determinaram o rumo a seguir.
Outras opções poderiam ter sido tomadas e, certamente, outros resultados seriam encontrados e
novas perspectivas de abririam. Esta dissertação não representa um estudo terminado, mas antes
uma parte do mesmo. Desta forma, esta secção visa a apresentação de algumas sugestões de
trabalho a desenvolver, com o intuito não só de complementar o trabalho realizado, como também
abrir novos percursos de investigação.
102
O estudo desenvolvido neste trabalho não deu primazia aos contratos bilaterais de energia, métodos
de pricing ou tarifas de electricidade. Como trabalho futuro, aconselha-se um estudo teórico que
inclua este tipo de conceitos associados ao transporte de electricidade.
Por outro lado, considera-se pertinente a aplicação de um modelo matemático preditivo, ou seja, cuja
utilização seja possível com recurso a previsões de mercado – isto é, que tenha em conta factores
como a elasticidade da procura e da oferta de energia eléctrica – pois, como é sabido, tanto a oferta
como a procura variam consoante o dia, a hora e as condições de mercado. Para o efeito, propõe-se
a aplicação de um modelo como o estudado por H. Chao e R. Wilson, em [1], calibrando valores para
as elasticidades da oferta e procura. Para esta calibração recomenda-se o estudo das curvas de
demand e supply, dos nós constituintes da rede, por exemplo, para o conjunto dos últimos dez anos.
O modelo de [1] considera, também, a possibilidade da existência de investimentos em produção de
electricidade, como substituto à transmissão, bem como a possibilidade desses investimentos terem
origem regulada ou privada. Considera-se um estudo desta dimensão, também, bastante pertinente
para a avaliação da distribuição de benefícios associados a um investimento em energia eléctrica.
O modelo de optimização adoptado pressupõe a agregação dos consumidores de cada país no
respectivo nó, desprezando os limites da capacidade individual dos produtores e consumidores.
Assim, em adição às sugestões anteriores, aconselha-se o desenvolvimento de um modelo
matemático – e sua aplicação – que considere uma rede mais complexa, mais ajustado à realidade.
Com efeito, julga-se de elevado interesse a concretização de um estudo que considere todos os
pontos constituintes das interligações da rede, ao invés da simplificação feita onde se agrupam todos
os consumidores (ou produtores) de determinado nó, num único.
Por fim, sabendo que o modelo utilizado não considera as perdas de energia na transmissão,
considera-se de interesse um estudo que atente este tipo de externalidades no transporte de energia,
de forma que os resultados obtidos sejam, tanto quanto possível, ajustados à realidade.
103
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