3. Evolução do mercado de electricidade em Espanha/Mibel

Transcrição

Relatório
anual
Relatório
anual
Relatório anual 2009
Índice
4
Mensagem do Presidente
26
2.3. Evolução dos preços mundiais
Conselho de Administac
̧a
̃o
30
2.4. Gestão da demanda. Resposta em
8
9
Equipa de Gestão
31
2.5. Os mercados do gás
34
2.6. Aspectos regulamentares e iniciativas
10
1.
O contexto económico e energético
10
1.1. A cojuntura macroeconómica
13
1.2. O contexto energético
16
1.3. O contexto meio ambiental
20
tempo real aos preços de mercado
2. Evolução dos mercados de
electricidade/gás
22
2.1. Mercados de electricidade no mundo
24
2.2. Tendências em tecnologias de produção
europeias
36
3.
Evolução do mercado de electricidade
em Espanha/Mibel
36
3.1. A contratação no mercado da electricidade
41
3.2. Mercado diário
43
3.3. Mercado Intradiário
44
3.4. Liquidação e pagamentos dos mercados diário
e intradiário
46
3.5. Processos de operação
técnica do sistema no
sistema eléctrico espanhol
49
70
5.
70
5.1. Actividades atribuídas ao OMEL
pela Legislação do Mercado
3.6. Preço horário final no sistema
eléctrico espanhol
53
3.7. Intercâmbios internacionais de
OMEL
de Electricidade
72
5.2. Leilões geridos no exercício
74
5.3. Presença internacional
77
5.4. Os meios humanos e técnicos
electricidade
60
3.8. Resultados dos leilões
da OMEL
responsabilidade de OMEL
79
64
4.
5.5. Objectivos para 2010
Síntese das alterações legislativas
80
64
4.1. Legislação europeia
66
4.2. Legislação espanhola
69
4.3. Legislação MIBEL
6.
Perspectivas de evolução
do sistema eléctrico para 2010 e
para um futuro próximo
Caros Accionistas,
Esta é a primeira vez que tenho a honra
e o privilégio de me dirigir V. Exas. para
falar sobre as actividades do OMEL em
2009 e partilhar algumas reflexões
sobre o presente e o futuro do mercado
de electricidade na Península Ibérica e
na Europa, do qual o OMEL é parte
integrante e essencial.
O ano 2009 foi um ano difícil para a
economia espanhola. A crise financeira
que começou nos Estados Unidos, em
Agosto de 2007, agudizou-se ao longo
do ano e alastrou-se intensa e
rapidamente à economia real de todos
os países, tanto os desenvolvidos como
os emergentes. O contexto energético,
condição da nossa actividade, também
não foi fácil: as oscilações de preços e
as descidas bruscas da procura foram
sistemáticas. Além disso, as condições
meteorológicas, especialmente no final
do ano, interactuaram com as anteriores
provocando volatilidade nos preços e
excesso de oferta. Os impactos sobre o
OMEL e sobre o mercado que o OMEL
gere neste meio turbulento apresentam
características que desejo partilhar
convosco.
4
Destes impactos, uns derivam
directamente do menor volume de
contratação, afectando-nos porque
reduzem o volume das quantidades
negociadas e, como resultado do nível
de preços, o valor económico das
mesmas. Todavia, existem outros que,
sem afectar directamente as
contratações actuais, podem prejudicar
o funcionamento do mercado eléctrico
e, portanto, do OMEL
As condições meteorológicas de água
e vento nos finais de 2009 e começo
de 2010, unidas a uma crescente
presença das energias renováveis no
mercado, consequência dos
compromissos assumidos por todos os
países da União Europeia, intensificaram
uma situação de excesso de oferta,
antevendo-se que possa aparecer com
frequência no futuro. Esta situação teve
como resultado uma separação entre
os preços no mercado spot em
Espanha e os preços do mercado spot
na Europa a partir do último trimestre
de 2009 e, embora os preços tenham
iniciado um processo de convergência
em finais de Março de 2010, caíram
de novo a princípios de Abril. No
entanto, a separação de preços não
ocorreu no mercado de futuros, se
bem que o preço espanhol se situasse
na banda baixa de flutuação dos países
de nosso meio.
O sucesso dos
compromissos
meio ambientais
deverá levar-se a
cabo promovendo
reduções eficientes
de custos,
estabelecendo
mecanismos
competitivos e
transparentes.
A maioria das causas que provocam
esta separação conjuntural dos preços
responde a situações dos próprios
mercados: procura escassa, excesso
de oferta, preços dos mercados de
combustíveis -especialmente de gás-,
obrigações contratuais que é necessário
respeitar sob pena de serem
severamente penalizadas, mudança
no sentido dos fluxos de electricidade
com Portugal, uso contrário ao sentido
económico da interligação com França,
etc. No entanto, também a própria
regulamentação dos mercados eléctricos
contribui para acentuar e, inclusive,
distorcer as tendências do mercado.
Neste sentido, importa destacar duas
regulamentações: as referentes aos
objectivos de participação de energias
renováveis na oferta eléctrica e aquelas
relativas à segurança do abastecimento.
Naturalmente que tais objectivos
afectam o conjunto dos países da União
Europeia, portanto as soluções deveriam
ser abordadas conjuntamente. O que
significa uma intensa colaboração nos
âmbitos do sector público e privado a
fim de avançar para uma progressiva
integração dos mercados eléctricos. De
facto, observamos e acompanhamos
com interesse as iniciativas de
organizações de carácter público e
privado para conceber e propor
mecanismos que dêem solução aos
desafios e compromissos de segurança
de abastecimento e respeito pelo meio
ambiente.
exige assegurar que os sinais de mercado
estejam presentes e que as mensagens
de regulação promovam um
desenvolvimento e uma disponibilidade
das unidades de produção e das redes
adequados para garantir o abastecimento.
Também compreende que o sucesso
dos compromissos meio ambientais
deverá levar-se a cabo promovendo
reduções eficientes de custos,
estabelecendo mecanismos competitivos
e transparentes de atribuição que
incluam nas decisões todos os custos
associados que cada tecnologia precisa
para oferecer energia com segurança.
Finalmente, exige o fortalecimento e
integração dos mercados europeus
tornando-os acessíveis a todos.
Importa referir agora o segundo tipo de
impactos desta crise, mais subtis,
potencialmente mais prejudiciais para o
modelo que o OMEL representa. Refirome à rejeição que se costuma gerar para
com os mercados em períodos de crise.
Importa também mencionar um pouco
o ciclo rejeição-intervenção-ineficiência
do qual é muito difícil sair e que pode
lesar uma empresa como a nossa, que,
embora não estando na origem do
problema, sem dúvida é das mais bem
preparadas para contribuir para a sua
solução.
Entendemos que a eficiência e o
mercado devem estar no epicentro dos
mecanismos que se proponham. O que
5
O mercado
eléctrico, como
qualquer outro
mercado, é um
mecanismo
eficiente para
atribuir os recursos,
isto é, promove a
produção da
electricidade que
os consumidores
demandam, com
o menor custo
possível.
O mercado eléctrico, como qualquer
outro mercado, é um mecanismo
eficiente para atribuir os recursos, isto é,
promove a produção da electricidade
que os consumidores demandam, com
o menor custo possível. Porém, o
mercado não garante, nem se lhe pode
exigir, a criação de atribuições prédeterminadas, e sobretudo constantes,
para todos os actores do mercado.
O perigo surge quando o mercado gera
atribuições distintas às esperadas -pelo
excesso de demanda, pela situação dos
mercados internacionais, pelas
condições meteorológicas ou pelo
excesso de oferta- e, se o mercado não
responder às expectativas de alguns
intervenientes, pede-se a actuação do
sector público para modificar um
resultado que eles consideram injusto.
É assim que surge o ciclo vicioso
mencionado anteriormente.
O problema é que só a intervenção
pública não garante que as atribuições
resultantes sejam perfeitas, e nunca
garantirá uma distribuição do excedente
desejável para todas as partes,
especialmente em situações de excesso
de oferta, a não ser que o sector público
esteja disposto a assumir custos
exorbitantes, que são difíceis de justificar
e ainda mais de transferir para os
consumidores ou contribuintes.
Por tudo isto, alguns dos intervenientes
denunciarão as ineficiências e solicitarão
novas intervenções.
Deste modo, o risco que enfrentamos
são o de ser árbitro e operador de um
mercado cada vez mais interferido e,
por isso, menos eficiente. Não é fácil
contornar esse perigo, mas há que
fazê-lo pacientemente, utilizando a
informação e a análise racional.
6
Ao contrário de outras situações ou de
outros países temos tempo. A análise
revelará que se pode pedir eficiência ao
mercado, isto é, custos mínimos, e isso
implica aproveitar o recurso de menor
custo disponível em cada momento,
assumindo os efeitos que tal
procedimento tem sobre a formação
dos preços do mercado. A análise e a
informação ajudarão também a realizar
um balanço entre os custos e os
benefícios das numerosas solicitações
de intervenção nos mercados e os seus
efeitos a longo prazo. Neste contexto,
importa alertar sobre os que de maneira
insistente pedem novas intervenções,
porque é evidente que só apoiarão esta
opção face ao mercado se a
considerarem mais vantajosa. Vale a
pena fazermos um esforço para
deixarmos de pedir ao mercado aquilo
que ele não pode nem deve fazer, e o
deixarmos fazer o que realmente pode.
Quanto à nossa empresa, quero
sublinhar que, acima de tudo,
podemos estar orgulhosos do bom
funcionamento da OMEL em 2009,
tanto em termos quantitativos como
qualitativos. Além disso, aumentámos o
volume da nossa actividade tradicional
e continuamos a explorar a ampliação
do leque de actividades.
A responsabilidade de administrar
leilões no âmbito do gás e da
electricidade expressa a confiança das
entidades reguladoras no nosso
conhecimento e capacidade de gestão,
mas, sobretudo, contribui para criar uma
maior atmosfera de concorrência, que é
o caminho mais adequado para que os
mecanismos de contratação eléctrica e
de gás prossigam. O contacto
permanente com reguladores, agentes e
associações nos âmbitos espanhol,
europeu e mundial permite ao OMEL
ser veículo de conhecimento e fonte de
reflexão entre as partes interessadas.
Em segundo lugar, quero salientar que
estamos bem posicionados para contribuir
e acompanhar todo este processo de
mudança que está a ocorrer e que se irá
intensificar no futuro, a nível nacional,
ibérico e europeu, estando assim em
condições de proporcionar bons
resultados e uma adequada rentabilidade
durante estes tempos difíceis.
Por último quero destacar os avanços no
processo de integração dos mercados
europeus. A 11 de Dezembro de 2009
entrou em vigor o Acordo de
modificação do Convénio Internacional
relativo à constituição de um mercado
ibérico de energia eléctrica entre o
Reino de Espanha e a República
Portuguesa, de 1 de Outubro de 2004,
realizado em Braga a 18 de Janeiro de
2008. A publicação deste Acordo
constitui um marco muito importante
para o sector eléctrico ibérico, uma vez
que pressupõe uma etapa significativa de
um dos mercados regionais assinalados
pela Comissão Europeia como conjectura
do mercado único europeu. Ao longo
deste ano, continuaremos a consolidar o
processo de integração com os nossos
colegas portugueses do OMIP, para criar
um verdadeiro Operador do Mercado
Ibérico (OMI). Juntos, devemos fortalecer
o mercado spot e fazer crescer os
mercados a prazo, convertendo-nos num
prestador de serviços dinâmico e eficaz.
Consegui-lo significa contribuir para o
aumento da concorrência e garantir a
livre entrada e saída das empresas
eléctricas no sector. Também
prosseguiremos na consolidação da
nossa presença no contexto europeu, no
qual a recente inclusão dos operadores
de mercado de Itália, Bélgica e Holanda
ao projecto PCR, de integração dos
mercados de eletricidade, lançado no ano
passado pela OMEL, Nord Pool e EPEX
deve começar a apresentar resultados.
Por último, o OMEL tem de tentar
envolver-se no desenvolvimento de
outros mercados onde os nossos
membros, conhecimento e tecnologia são
especialmente reconhecidos; com isso, o
OMEL, além de ampliar a sua gama
de actividades, contribuirá para criar
um meio mais competitivo, transparente
e acessível a todos os agentes, o que
sem dúvida ajudará a fomentar os
indicadores necessários para incentivar
o investimento.
Quero terminar, transmitindo-lhes que
contamos com uma equipa humana
de grande qualidade e altamente
comprometida. Capaz de desenvolver
uma estratégia ambiciosa de ampliação
e integração dos mercados eléctricos,
que devemos preservar e cuidar. Quero
também agradecer o apoio e trabalho
do Conselho de Administração e da sua
Comissão Executiva recentemente criada.
Em todas as empresas o aval dos
accionistas é essencial para o projecto
empresarial, mas no nosso caso ainda
mais, devido às razões conhecidas por
todos. Juntos, podemos levar o OMEL
pelo promissor caminho que temos por
diante e igualmente contornar os
obstáculos que seguramente
encontraremos pelo percurso.
Pedro J. Mejíao
Presidenteo
7
Conselho de Administração
Presidente
Don Pedro J. Mejía Gómez
Vogais
Don Eduardo Aguilar Fernández-Hontoria
Don Emilio Andrés Recoder de Casso
Don Felipe Benjumea Llorente
Don Pedro Rivero Torre
Don José Damián Bogas Gálvez
Don Matías Rodríguez Inciarte
Don Manuel Fernández Álvarez
Don Luis Valero Artola
Don Mariano María Galí Segués
Don Antonio Zoido Martínez
Don Juan Luis López Cardenete
Don Joâo Manuel Manso Neto
Don Francisco Martínez Córcoles
Don Emilio Ontiveros Baeza
OMIP - Operador do Mercado Ibérico
de Energia, (Pólo Português), S.G.M.R., S. A.
(D. José Carvalho Netto)
8
Secretário
Don Rafael Ramos Gil
Equipa de Gestão
Presidente
Don Pedro J. Mejía Gómez
DIRECÇÕES
Jurídico
Don Rafael Ramos Gil
Ofertas e Cassação
Don José Javier González
Fernández-Castañeda
Liquidações
Don Carlos Francisco Gamito Calvo
Sistemas de Informação
Don Pedro Basagoiti Satrústegui
SUBDIRECÇÕES
Relações Externas
e Estudos
Don Miguel Pérez Zarco *
Administração
e Finanças
Don Luis Miguel López Otero
* Até 30/11/2009
9
1
O contexto económico
e energético
Durante o último quadrimestre de 2008 iniciou-se a crise mais profunda
que a economia mundial experimentou desde 1929. A desconfiança no
sistema financeiro provocou a paralisia nos mercados financeiros, enormes
perdas no valor dos seus activos, falta de liquidez e escassez de crédito.
A crise financeira também suscitou o desmoronamento do consumo e,
embora tenha afectado todos os países, teve um comportamento desigual
nos emergentes e nos mais industrializados.
1.1. A conjuntura
macroeconómica
1.1.1. O panorama mundial
As economias avançadas começaram a
contrair-se no quarto trimestre de
2008 com um aumento da
intensidade recessiva no primeiro
semestre de 2009, no qual a queda de
produção foi de cerca de 4,5 %; por
outro lado, a maioria das economias
emergentes, especialmente aquelas
mais dependentes do seu sector
exportador, iniciaram a contracção no
final do primeiro trimestre de 2009 e,
em muitos casos, o crescimento da sua
produção continuou a ser positivo. Para
responder à crise financeira, os
governos e os bancos centrais dos
países mais evoluídos facilitaram
liquidez aos mercados e injectaram
capital nas entidades bancárias;
10
posteriormente, aumentaram os gastos
públicos para travar o desabamento da
demanda. Os estímulos fiscais e
monetários começaram a sentir-se no
terceiro trimestre de 2009, o que,
juntamente com uma recuperação do
comércio internacional, travou o ritmo
da queda do crescimento. O resultado
para o 2009 foi uma diminuição de
0,8 % do PIB mundial, segundo os
últimos dados do Fundo Monetário,
embora com diferenças significativas
entre países: os Estados Unidos caíram
2,5 % face a uma contracção de 3,9 %
da zona euro enquanto os mercados
emergentes cresceram 2,1 %,
destacando-se a China com 8,7 % e
a Índia com 5,6 %.
Uma característica importante do
contexto macroeconómico em 2009
foi a ausência de pressões inflacionistas,
devido à debilidade da actividade e à
contenção geral do crédito bancário,
11
1. O contexto económico e energético
permitindo que os bancos centrais
mantivessem as taxas de juro a curto
prazo, em níveis historicamente baixos.
Nas economias avançadas a inflação
média em 2009 situou-se nos 0,1 %,
enquanto nas economias emergentes
alcançou os 5,2 %.
Os mercados monetários mantiveramse estáveis ao redor de níveis similares
aos que se observavam antes da
insolvência do Lehman Brothers,
ocorrido no mês de setembro de
2008. Nos mercados de emissões
privadas produziu-se uma certa
recuperação, especialmente significativa
no caso das empresas com menor
qualidade creditícia para as quais se
observaram descidas dos prémios de
risco. Esta evolução reflectiu-se no
elevado dinamismo das emissões de
dívida empresarial, sobretudo nos
últimos meses de 2009 e inícios deste
ano, vinculado às necessidades de
refinanciamento de muitas empresas
e à restrição na disponibilidade de
crédito bancário. Quanto aos mercados
de dívida pública, a melhoria das
perspectivas económicas, unida às
crescentes necessidades de
financiamento, propiciaram um pico de
rentabilidade a longo prazo nos EUA.
Inversamente, na zona euro a evolução
destes rendimentos ficou condicionada
pelos riscos soberanos, de forma que se
mantiveram relativamente estáveis na
Alemanha e aumentaram noutras
economias, especialmente na grega. O
dólar americano que se tinha
desvalorizado ao longo de 2009,
passando de 1,32 para 1,461 dólares
por euro, voltou a valorizar-se em 2010
após a crise grega e as recentes
tensões, cotando-se a 1,34 dólares por
euro em Março.
A sustentabilidade da recuperação
económica nas economias
industrializadas requer, como condição
prévia, o saneamento e a recapitalização
dos bancos. Os planos públicos de
estímulo económico são vitais no apoio
da actividade económica, enquanto o
sector privado leva a cabo um processo
de saneamento das suas contas. A
questão está em quando suprimir estes
estímulos: por um lado a sua retirada
prematura pode frustrar as tentativas
incipientes de crescimento, por outro é
necessário prestar atenção à
sustentabilidade das contas públicas,
pois estes programas supõem um
extraordinário aumento dos deficit
públicos, o que obrigará os estados a
realizar importantes ajustamentos para
restabelecer os equilíbrios das suas
contas. As autoridades das economias
integrantes do G-20 comprometeram-se
a coordenar a retirada destas medidas
para não gerar novos desequilíbrios. Nas
economias emergentes, aparece como
tarefa prioritária a prevenção de bolhas
nos preços dos activos e da espiral de
revalorização das moedas de alguns
países que está a refrear a
competitividade das suas economias.
1.1.2. O panorama em Espanha
Espanha, tal como os seus sócios
comunitários, enfrentou a pior crise da
sua recente história. Segundo o Instituto
Nacional de Estatística (INE), o PIB em
Espanha decresceu 3,6 % em 2009,
depois de ter registado um crescimento
médio de 3,5 % na última década.
O caso espanhol apresenta uma
peculiaridade distinta, a destruição
maciça do sector da construção que
tinha sido o principal motor de
actividade dos últimos anos. Este
sector, além de ser muito profuso em
mão-de-obra, é um forte receptor de
financiamento bancário; como resultado,
a crise em Espanha destruiu imenso
emprego e provocou carências de
provisões e capitalização nos bancos e
em outras instituições financeiras.
12
A destruição do emprego e a evolução
da população activa elevaram a taxa de
desemprego para 18,8 % no final de
2009, o que equivale a 4,3 milhões de
desempregados. Segundo o Inquérito
à População Activa (IPA), a destruição
líquida de emprego fixou-se em quase
1,4 milhões de postos de trabalho, com
uma descida de 6,8 % relativamente a
2008, acumulando uma descida de
quase 1,9 milhões desde o máximo
alcançado no terceiro trimestre de
2007. No conjunto de 2009
destaca-se especialmente a destruição
de emprego no sector da construção
(-23 %) e na indústria (-13,3 %). Não
obstante, observou-se uma moderação
generalizada dos ritmos de queda
interanuais nos últimos meses do ano,
à excepção do sector dos serviços.
O ajustamento do emprego em 2009
concentrou-se nos trabalhadores com
contrato a termo certo, que afectou
18,4 %, face aos 0,9 % de descida
naqueles com contrato sem termo.
A exposição do sector bancário
espanhol às actividades da construção
e promoção imobiliária é um risco
relevante pelo elevado volume de
investimento e porque se trata de um
sector ligado à evolução cíclica da
economia. Embora o impacto negativo
do sector imobiliário sobre os bancos
não se possa vincular somente à
quantia do investimento, pois depende
também da morosidade e das garantias
constituídas, o certo é que o excesso
de oferta e o atraso na venda das
construções obrigou os bancos a
aumentar as provisões e a executar as
garantias, o que diminui a sua
disponibilidade de capital e de oferta
de crédito.
No âmbito da execução orçamental
do Estado, o ano 2009 acabou com
um deficit de 99,8 milhões de euros,
segundo o critério de Contabilidade
Nacional, o que representa 9,5 % do PIB.
A deterioração do saldo foi muito
superior ao previsto inicialmente, como
consequência da intensificação dos
gastos ao longo do ano e da redução
das receitas.
Um dos principais riscos da economia
espanhola para 2010 é a possibilidade
de se produzir um aumento das taxas
de juro na Europa, impulsionadas pela
subida do preço do petróleo e o
crescimento das principais economias
europeias. Se essa subida se produzir
antes que Espanha inicie a
recuperação económica, atrasar-se-ia o
ajustamento patrimonial das famílias e
empresas, o que por sua vez travaria o
arranque da economia.
1.2. O contexto
energético
1.2.1. Queda do consumo e
subida dos preços do petróleo
A Agência Internacional da Energia
estimou em Novembro de 2009 uma
descida de 2 % do consumo
energético mundial para 2009, algo
que não acontecia desde 1981.
Apesar disso, a tendência geral dos
preços do petróleo foi em alta, pois
a variação dos preços do barril estava
entre os 30 e os 40 dólares a finais de
2008 e subiu até aos 75 e aos 85
dólares no primeiro trimestre de 2010.
Deste modo, a situação do mercado
do petróleo é de excesso de oferta.
Por um lado, a OPEP foi aumentando
a sua produção proporcionalmente
aos crescentes preços; por outro,
embora a demanda se tenha
recuperado ligeiramente no quarto
trimestre, na subida de preços influem
mais as expectativas que a própria
recuperação. Portanto, a percepção do
mercado é de que as cotações das
matérias-primas energéticas em geral,
e as do petróleo em particular, sejam
valorizadas a curto prazo pelo seu
carácter de “activos de investimento”.
Um dos principais
riscos da economia
espanhola para
2010 é a
possibilidade de
se produzir um
aumento das taxas
de juro na Europa,
impulsionadas
pela subida do
preço do petróleo
e o crescimento
das principais
economias
europeias.
13
O desenvolvimento
do gás não
convencional
mudará a estrutura
do mercado de
gás e acentuará
o desacoplamento
já iniciado entre
os preços
do petróleo e
os do gás.
14
Neste contexto, a evolução dos preços
do petróleo mantém uma elevada
sensibilidade às variáveis financeiras,
que por sua vez são afectadas pela
evolução da economia mundial. Por
estas razões, as perspectivas de
consenso a curto prazo defendem um
preço médio para 2010 ligeiramente
superior aos 80 dólares.
1.2.2. O aparecimento do gás
não convencional
No contexto energético do ano 2009,
importa assinalar um fenómeno: o
desenvolvimento do gás não
convencional, que pode alterar de
forma significativa os preços futuros do
gás e, portanto, o preço do mercado
espanhol de electricidade,
extremamente influenciado pela oferta
das centrais de gás de ciclo
combinado. A questão pendente é de
como irá evoluir a produção de gás
não convencional e como serão
afectados o preço e o balanço
oferta-procura, na medida em que a
recuperação da demanda de gás está
a ser muito lenta. A opinião mais
generalizada é de que o
desenvolvimento do gás não
convencional mudará a estrutura do
mercado de gás e acentuará o
desacoplamento já iniciado entre os
preços do petróleo e os do gás.
A este respeito convém referir o que está
a acontecer nos Estados Unidos, onde a
proliferação de torres de perfuração de
poços horizontais é uma boa amostra da
magnitude do boom provocado pelo gás
não convencional. Este tipo de torres,
localizadas fundamentalmente nas zonas
de prospecção de shale gas (gás
procedente de xistos), foi aumentando a
um ritmo crescente, enquanto o número
de torres de perfuração de poços de gás
convencional apresenta crescimentos
escassos. A situação faz prever um
crescimento da produção de gás não
convencional americano em 2010, face
a uma provável diminuição da produção
convencional. Além disso, há que ter em
conta que o gás não convencional se
obtém de distintas fontes, entre elas o gás
das perlites compactadas e o dos arenitos
de baixa permeabilidade, tal como o
metano das capas de carvão; este tipo de
formações geológicas abunda em muitas
partes do planeta, por isso, segundo as
estimativas mais optimistas, as actuais
reservas de gás do mundo poderiam
incrementar-se em 60 %.
Por último, cabe frisar que os preços do
gás continuam desacoplados em relação
aos do petróleo, não experimentando as
mesmas subidas, apesar de durante o
quarto trimestre de 2009 e os meses de
Janeiro e Fevereiro de 2010 se terem
recuperado ligeiramente como
consequência, fundamentalmente, das
generalizadas baixas temperaturas e da
maior demanda asiática.
renováveis não hidráulicas passarão de
2,5 % da produção de electricidade para
8 %. Entre as renováveis, a energia eólica
obterá a maior cota, pois prevê-se que
poderia satisfazer aproximadamente
12 % das necessidades energéticas
mundiais em 2020, e economizar mais
de 1.500 milhões de toneladas de
emissões de CO2 anuais.
1.2.3. As perspectivas energéticas
O relatório da AIE, World Economic
Outlook 2009, oferece um “Cenário de
Referência” da evolução do consumo
energético mundial, considerado como
o mais provável na ausência de políticas
específicas para mudar de rumo. Nele
prevê-se que a demanda mundial de
energia primária aumente 1,5 %
anualmente entre 2007 e 2030,
passando assim de cerca de 12.000
milhões de toneladas equivalentes de
petróleo (tep) a 16.800 milhões de tep,
isto é, calcula-se um aumento total de
40 % nesse período.
No cenário de referência, os
combustíveis sólidos continuarão a ser
a principal fonte de energia primária e
representarão mais das três quartas
partes do aumento do consumo de
energia primária entre 2007 e 2030.
O petróleo é o combustível fóssil mais
utilizado e o seu consumo constituirá,
em 2030, 30 % da energia primária
consumida, passando assim de 85
milhões de barris por dia para 105
milhões de barris por dia. Destacam-se
duas características deste crescimento
do petróleo: 97 % do aumento pode
atribuir-se ao sector dos transportes e
a totalidade dos aumentos proviria dos
países emergentes.
Também crescerá a demanda de gás e
carvão, associada, fundamentalmente, à
produção de electricidade, pois o
cenário prevê que o aumento da
demanda eléctrica será de 2,5% anual.
O carvão chegará a representar 44% da
energia utilizada para produzir
electricidade, enquanto as energias
Este cenário de referência tem
implicações alarmantes para a alteração
climática. As emissões de CO2
passariam de 28,8 Gigatoneladas em
2007 para 34,5 Gigatoneladas em
2020 e 40,2 Gigatoneladas em 2030,
o que equivale a um crescimento
médio anual das emissões de 1,5 %
durante todo esse período.
A extrapolação desta tendência conduz
a concentrações de gases de efeito
estufa de 1000 ppm (partes por
milhão), em muito superiores ao
objectivo de estabilidade das
concentrações para 450 ppm, o que
poderia gerar uma subida das
temperaturas até 6 ºC.
Para conseguir o objectivo de
estabilidade, a fim de evitar uma
catástrofe climática, o já mencionado
relatório da AIE também inclui um
“Cenário 450” que descreve as políticas
energéticas necessárias para tal fim e
as suas consequências. Segundo o
”Cenário 450” isso seria possível com
um aumento de 20 % da demanda de
energia entre 2007 e 2030, o que
corresponderia a um aumento médio
anual de 0,8 %. Assim sendo, as
emissões mundiais de CO2 relacionadas
com a energia alcançariam um ponto
máximo de 30,9 Gigatoneladas
precisamente antes de 2020,
começando a diminuir
a partir desse ano até chegar às
26,4 Gigatoneladas em 2030, isto é,
2,4 Gigatoneladas abaixo do nível de
2007 e 13 Gigatoneladas abaixo do
nível previsto no Cenário de Referência.
O “Cenário 450” implicaria 10,5 biliões
de dólares de investimento adicional
ao Cenário de Referência, do qual 45 %
terá que se destinar ao sector dos
transportes, 25 % a edifícios e
equipamento doméstico, 17 % a
centrais térmicas e 10 % à indústria. A
questão será, em que medida o
conjunto dos países estará disposto a
estabelecer as políticas e regulações que
garantam um “Cenário 450”. A resposta
contém luzes e sombras.
15
• O limite máximo da subida da
temperatura média até ao ano 2050
com respeito às de 1900 fixou-se em
2ºC.
• Os países industrializados do Protocolo
de Quioto fixarão os seus objectivos de
redução de emissões para 2020 durante
2010, contudo ainda não fizeram.
• Os grandes países emergentes, Brasil,
China, Coreia, Índia, Indonésia, México e
África do Sul moderarão o ritmo das suas
emissões de CO2 com limites auto
impostos.
• As nações mais pobres e os estados
insulares em desenvolvimento poderão
empreender acções voluntárias para
mitigar as suas emissões.
• Os países industrializados criarão um
fundo para apoiar os países mais
pobres a implementar medidas de
luta contra a alteração climática.
As contribuições para esse fundo seriam
durante o período de 2010 a 2012
de 30.000 milhões de dólares, e de
100.000 milhões de dólares anuais a
partir de 2020.
• Criar-se-á também um fundo para
financiar iniciativas de luta contra a
1.3. O contexto
meio ambiental
1.3.1. A Conferência de
Copenhaga
A XV Conferência Internacional sobre a
Alteração Climática celebrada em
Copenhaga, de 7 a 18 de Dezembro de
2009, pretendia preparar objectivos
para substituir os do Protocolo de
Quioto que terminará em 2012. O
encontro em Copenhaga não obteve
um tratado vinculativo, mas é
importante salientar alguns dos acordos
alcançados:
16
desflorestação de países em
desenvolvimento com grandes áreas
frondosas ou selvagens.
Apesar do carácter não vinculativo dos
acordos, importa assinalar que,
enquanto o Protocolo de Quioto não
incluiu os países em vias de
desenvolvimento nem os EUA, neste
caso todos aderiram, à excepção da
Venezuela, Nicarágua, Cuba, Bolívia e
Sudão. A entrada dos EUA em cena é
um avanço e tal como o facto de ter
chegado a um acordo, embora seja de
mínimos, com a China. Por outro lado,
o compromisso dos grandes países
emergentes de reduzir as emissões dos
gases de efeito de estufa aceitando
uma supervisão, é um acordo de
esperança, uma vez que o aumento
esperado das suas emissões nos
cenários de referência representa mais
de metade dos aumentos de emissões.
1.3.2. O pacote europeu de luta
contra a alteração climática
O Conselho de Ministros da União
Europeia acordou em Dezembro de
2008 um conjunto de medidas para
combater a alteração climática, no qual
se compromete a uma redução de
20 % das emissões em 2020 referente
ao nível de 1990. As políticas para a
concretização deste objectivo assentam
em três pilares: a fixação de um limite
das emissões que se cumpre através
dos direitos de emissão e do seu
comércio; a participação das energias
renováveis em 20 % do total das
energias consumidas no interior da
União Europeia e um aumento da
eficiência energética em 20 %.
O mercado dos direitos de emissão
-instrumento elementar das disposições
contra a alteração climática da União
Europeia- foi regulado para o período
de 2005 a 2012 pela directiva
2003/87/CE. A partir de 2012
aplicar-se-á uma nova directiva
-a 2009/29/CE de 23 de Abril de
O compromisso
dos grandes países
emergentes de
reduzir as emissões
dos gases de efeito
de estufa aceitando
uma supervisão,
é um acordo de
esperança.
2009- que corrige algumas
deficiências da vigente e aperfeiçoa e
amplia o regime comunitário dos
direitos de emissão.
A nova directiva alarga, em primeiro
lugar, a cobertura do esquema
mediante a inclusão do sector aéreo,
embora permaneça excluído do
controlo de emissões o sector
marítimo. Em segundo lugar,
estabelece um único limite de
emissões para toda a UE, o que evitará
as distorções transnacionais derivadas
da existência de limites nacionais
distintos. Em terceiro lugar, os direitos
de emissão deixam de ser gratuitos,
passando a ser onerosos, adjudicandose mediante leilões. No sistema
anterior, como cada Estado membro
tinha liberdade na atribuição de
direitos de emissão, podia ocorrer
que empresas de um mesmo sector
recebessem direitos distintos,
dependendo da localização das
unidades de produção e das
tecnologias utilizadas, o que produz
distorções na escolha das tecnologias.
Quanto aos leilões para a repartição
dos direitos de emissão, contemplamse duas possibilidades em função dos
sectores. Naqueles em que se pode
transferir o custo dos direitos
directamente ao consumidor (por
exemplo, o sector eléctrico), a totalidade
dos direitos atribui-se mediante leilões.
Para o resto dos sectores, mantém-se
uma atribuição parcial gratuita e a
percentagem de direitos leiloados irá
aumentando anualmente até 2020, data
em que a totalidade dos direitos será
leiloada. Importa destacar que a
integração entre os mercados primários
e secundários de direitos de emissão é
uma necessidade para determinar o
caminho das percentagens de direitos
que devem ser leiloados naqueles
sectores submetidos à competência de
países sem restrições às emissões de
carbono.
A política de energias renováveis
da UE -Directiva 2009/28/CE do
Parlamento Europeu e do Conselho de
23 de Abril de 2009- estabelece que
cada país deverá fixar objectivos
nacionais coerentes com o propósito
de a energia de fontes renováveis
representar pelo menos 20% do
consumo final bruto de energia da
Comunidade para 2020. A Directiva
estabelece a quota para cada um dos
Estados Membros. Além disso, cada
Estado zelará para que a participação
de energia procedente de fontes
17
O Real Decreto-lei
6/2009, de 30 de
Abril, estabelece
mecanismos para
garantir a
sustentabilidade do
sistema retributivo
das instalações de
produção de
energias renováveis.
18
renováveis, em todos os tipos de
transporte em 2020, seja no mínimo
equivalente a 10 % do seu consumo
final de energia no transporte. Deste
modo, convém salientar a falta de
harmonia das políticas de apoio às
energias renováveis nos países da UE, o
que dificultará o desenvolvimento de
mecanismos de intercâmbio de direitos
sobre produção de energias renováveis,
para que estas se produzam naqueles
países onde tal produção desfrute de
mais vantagens competitivas.
A política comunitária específica da
eficiência energética desenvolve-se
sobre cinco pilares:
Primeiro, o quadro político geral e as
medidas adoptadas dentro do Plano de
Acção para a Eficiência Energética da
UE. Segundo, os planos nacionais de
acção para a eficiência energética
baseados na Directiva 2006/32/EC,
que define um quadro de esforço
comum para conseguir uma poupança
de 9% no ano 2016. Terceiro, o quadro
jurídico do sector de consumo
(edifícios) e produtos consumidores de
energia mais importantes. Quarto, os
instrumentos políticos complementares,
como o financiamento direccionado, a
informação e a criação de redes do tipo
«Plano Municipal» e «Energia sustentável
na Europa» e, por último, a colaboração
internacional sobre eficiência energética.
A este propósito, responde uma norma
recente -a Directiva 2009/33/CE do
Parlamento Europeu e do Conselho,
de 23 de Abril de 2009-, relativa à
promoção de veículos de transporte
rodoviário não poluentes e
energeticamente eficientes,que tem
como objectivo promover e estimular o
desenvolvimento do mercado deste tipo
de veículos. Obriga os poderes públicos
e outros operadores a ter em
consideração, no caso de adjudicações
de contratos públicos de veículos de
transporte, o impacto da utilização destes
veículos durante a sua vida útil em termos
de consumo de energia, emissões de
CO2 e outros poluentes.
Novidades da política ambiental
para o sector eléctrico em Espanha
O Real Decreto-lei 6/2009, de 30 de
Abril, estabelece mecanismos para garantir
a sustentabilidade do sistema retributivo
das instalações de produção de energias
renováveis, à excepção da energia
fotovoltaica. Cria o Registo de préatribuição de retribuição que permitirá
conhecer, nos prazos previstos no próprio
Real Decreto, as instalações que estão
projectadas e que cumprem as condições
para se executarem e acederem ao
sistema eléctrico. O que permite
calcular o impacto das novas instalações
sobre a tarifa eléctrica e a data em que
se produz tal impacto.
A Lei 6/2009 inclui uma Disposição
adicional, a segunda, que faz referência
à revisão do regime de comércio de
direitos de emissão, estabelecendo
obrigações de notificação aos sectores
que se irão incorporar ao regime a partir
de 2012. Esta Disposição responde à
necessidade de transpor urgentemente
ao ordenamento jurídico nacional
algumas disposições das duas Directivas
comunitárias: a Directiva 2008/101/CE
do Parlamento Europeu e do Conselho,
de 19 de Novembro de 2008, que
altera a Directiva 2003/87/CE de
modo a incluir as actividades da aviação
no regime de comércio de licenças de
emissão de gases com efeito de estufa
na Comunidade e a Directiva
2009/29/CE do Parlamento Europeu
e do Conselho, de 23 de Abril de
2009, que altera a Directiva
2003/87/CE a fim de melhorar e
alargar o regime comunitário de
comércio de licenças de emissão de
gases com efeito de estufa.
O avanço do Plano de Renováveis
2011-2020, enviado pelo Ministério da
Indústria, Turismo e Comércio à
Comissão Europeia, em cumprimento
da própria directiva comunitária sobre a
matéria (2009/28/CE), contempla que
a participação das energias renováveis
no consumo bruto final de energia em
Espanha será de 22,7 % no ano 2020,
quase três pontos superior ao objectivo
obrigatório fixado pela União Europeia
para os seus Estados Membros. Do
mesmo modo, o chamado Plano prevê
que a contribuição das renováveis à
produção de energia eléctrica alcançará
os 42,3 %, fazendo com que Espanha
também supere o objectivo fixado pela
UE neste âmbito (40 %). Espanha
comunica no relatório enviado a
Bruxelas que está interessada em
se resultarem desnecessárias para
atender os compromissos espanhóis
de redução no quadro do Protocolo
de Quioto.
aproveitar as oportunidades que
oferecem os mecanismos de
flexibilidade descritos na Directiva,
especialmente as transferências
estatísticas baseadas em acordos
bilaterais e projectos conjuntos com
outros países.
O Anteprojecto Lei de Economia
Sustentável, cujos eixos principais são a
sustentabilidade ambiental e a melhoria
do contexto económico e da
competitividade, está actualmente em
fase de tramitação nas Cortes Gerais. O
Anteprojecto introduz duas novidades
importantes relativamente às emissões:
Em matéria de economia e eficiência
energética, o Anteprojecto estabelece os
princípios da política energética –
garantia da segurança do fornecimento,
eficiência económica e respeito pelo
meio ambiente. Para a Administração
Geral do Estado e organismos públicos
vinculados, adianta-se para o ano 2016
o objectivo de poupança energética de
20 % relativamente ao ano 2005. Dentro
dos programas que se aprovem, irão
estabelecer-se requisitos mínimos de
qualificação energética dos edifícios e
veículos que integrem o património das
Administrações Públicas. Inclui-se, além
disso, um compromisso de elaboração
de uma planificação integral do sistema
eléctrico a fim de promover a eficiência
e poupança energética no sector.
Outros aspectos importantes da norma
incluem a criação da Conferência
Sectorial de Energia, como órgão de
coordenação entre o Estado e as
Comunidades Autonómicas em matéria
de planificação energética e o prazo de
40 anos como tempo de vida útil das
centrais nucleares.
• Criar-se-á um “selo” que certifique a
redução de emissões, que conferirá
um valor adicional às tecnologias de
baixa intensidade de carbono, ao
mesmo tempo que aumentará a
transparência da informação sobre a
responsabilidade meio ambiental das
empresas.
• Estabelecer-se-á um fundo público
para a compra de créditos de
carbono. As reduções certificadas de
emissões e as unidades de redução
de emissões adquiridas pelo fundo
constituir-se-ão em activos do Estado
e poderão transferir-se, em particular
19
2
Evolução dos mercados
de electricidade/gás
O conceito fundamental que liderou a evolução dos mercados de
electricidade foi o da integração da programação operativa da
comercialização diária de energia eléctrica diário com os preços resultantes
da negociação entre a oferta e a procura.
A aplicação deste conceito baseia-se em
sólidos princípios económicos e técnicos,
vitais para uma concorrência eficaz e
eficiente, que se opõe aos riscos
elevados e aos sobrecustos em mercados
limitados, ou ineficazes. Este conceito,
que impulsionou um notável
desenvolvimento na liberalização dos
mercados eléctricos, por vezes encontra
opositores, que tentam travar o seu
Uma explosão evolutiva
desenvolvimento utilizando argumentos
ideológicos e comerciais.
Na figura seguinte pode observar-se de
forma resumida qual foi a evolução dos
mercados nas últimas décadas.
Tendo em conta a trajectória seguida pela
liberalização eléctrica, pode concluir-se
que o segredo dos mercados eficientes é
Preço marginal em MISO, Singapura, Califórnia, ERCOT, . . .
Liberalização
Mercado na Irlanda, . . .
Califórnia e queda da Enron
...
Mercado no Ontário, Alberta, . . .
Mercado de preço marginal em NZ, PJM, NYISO, NEPOOL, . . .
Mercado na Noruega, Argentina, Malásia, Espanha, . . .
Pool do RU (baseado em ofertas/preço spot)
Design Directivas U.E.
Mercado do Chile (Liquidação ao custo marginal)
Design mercado FERC
PURPA (Reg. Esp. ao custo evitado)
Direito financeiro de capacidade de Hogan
Resposta às variações
Preço nodal de Schweppe
Método de optimização
1960
20
1970
1980
1990
Preço marginal de Hogan
2000
2010
21
2. Evolução dos mercados de electricidade/gás
a integração dos preços, do seu resultado
e das operações físicas. As formas e os
graus de integração podem ser diferentes
segundo as situações dos distintos
contextos, embora geralmente, quanto
maior a integração maior a concorrência
entre os participantes no mercado,
tornando-se os mercados mais eficazes.
Não obstante, não se deve subestimar a
realidade de que em muitas partes do
mundo existe uma certa oposição política
e comercial a tal integração.
Além disso, cada vez mais se evidencia
que os mercados que combinam a
integração da programação da
comercialização do produto com os
preços resultantes da sua negociação
podem ser utilizados para um elevado
número de mercadorias. O que já se está
a destacar de maneira evidente no caso
do gás natural.
2.1. Mercados de
electricidade no mundo
relativos à sua evolução, resultados obtidos
e às iniciativas existentes de acoplamento
entre eles.
Na 14ª Conferência Anual da Associação
de Operadores de Mercado APEx,
celebrada em Boston de 11 a 13 de
Outubro de 2009, tratou-se, entre outros
temas, sobre a situação dos mercados de
electricidade no mundo.
No caso da Nordpool (países nórdicos)
estudou-se detalhadamente a
estrutura de todos os mercados
que administra:
As principais tendências que
se distinguiram foram as seguintes:
2.1.1. Mercados nos Estados Unidos
A maioria dos mercados dos Estados
Unidos (Nova Inglaterra, Nova Iorque,
PJM, MISO e CA) tem uma
estrutura similar:
• Existência de Preços nodais (LMP), podendo
efectuar-se reservas de capacidade entre nós.
• Sistema de multi-liquidação com
mercados diários e sistemas físicos em
tempo real. Proporcionam aos operadores
a possibilidade de conceber um sistema
fiável e aos participantes no mercado
a possibilidade de cobrir os seus
riscos financeiros.
Quanto aos mercados de capacidade
existem diferentes estruturas:
• Nova Inglaterra e PJM dispõem de um
mercado de capacidade baseado em
leilões a prazo. Pode comprar-se a
capacidade de utilização das linhas de
transporte com uma antecedência
até 4 anos.
• Nova Iorque administra um mercado
mensal de capacidade baseado na curva
de procura. Pode comprar-se capacidade
para o mês seguinte com uma
antecedência de um mês.
2.1.2. Mercados na Europa
Na revisão dos mercados europeus
analisaram-se basicamente os aspectos
22
• Mercado financeiro (Nord Pool
ASA - bilateral).
• Mercado diário (NPS Elspot). Produz
preços horários por zonas e dispõe de
mecanismos para resolver os
congestionamentos baseadas em leilões
implícitos/market splitting.
• Mercado intradiário (NPS Elbas). Mercado
contínuo para ajustes depois do Elspot e
até uma hora antes do tempo real.
• Serviços de balanço. Um único
comprador no mercado (TSO a TSO).
Um aspecto interessante foi a análise da
introdução das energias renováveis no
mercado de electricidade irlandês (SEMO,
“Singre Electricity Market Operator”),
totalmente integradas no seu
funcionamento. Está previsto que sejam a
fonte de produção dominante em 2020,
momento em que representarão um
mínimo de 40 % da energia total
comercializada. Entre os projectos em
curso, que se consideram críticos
encontra-se a interligação com o Reino
Unido. Depois de permanecer em estudo
durante 30 anos, finalizou a sua fase
preliminar de concepção e obtenção de
autorizações de todo o tipo em 2009.
Espera-se que comece a sua construção
em 2010 e possa entrar em operação
no ano 2012.
Ao analisar os resultados dos distintos
mercados, uma das conclusões relevantes
que se obteve foi que quando a produção
a partir de energias renováveis representa
um volume significativo sobre o parque
total de produção de electricidade, os
preços tendem a descer de forma
notável, sobretudo em horas de vazio.
A consequência disto é que parte dos
benefícios que obtêm essas tecnologias
se determinam fora das regras
do mercado.
2.1.3. Mercados na Ásia/Pacífico
O início de actividades de um operador
de mercado na Índia demonstra que
dispor de um mercado organizado de
electricidade é uma opção cada vez
mais propagada a nível mundial.
O modelo de mercado que se
implementou é similar ao da NordPool,
e que inicialmente opera com um
mercado diário. Em Maio de 2009
só negociava 0,85 % da energia total
administrada pelo sistema. Neste
momento ainda existe pouca energia
disponível a curto prazo, e a
comercialização de produtos não
está padronizada. Espera-se que a
padronização dos contratos incremente
a liquidez do mercado. 92 % da energia
negocia-se a longo prazo.
Dos principais conceitos utilizados para a
concepção do mercado encontram--se,
entre outros, a separação obrigatória de
actividades de propriedade das redes e
da sua gestão, o acesso universal a estas
e a possibilidade de o consumidor
escolher o comercializador. O mercado
diário baseia-se em fornecimentos
físicos e os produtos que se contratam
são especificamente concebidos para
o mercado da Índia, contemplando o
risco quantidade/preço. A cassação
efectua-se por pares de compradores e
vendedores. Importa salientar que na
Índia existe apenas um fuso horário,
apesar da sua notável dimensão.
A 1 de Julho de 2009 começou a
funcionar o operador australiano do
mercado da energia (AEMO), que realiza
funções operativas, de desenvolvimento
e de planificação para os mercados do
gás e da electricidade dentro da uma
única organização
A AEMO é propriedade do Governo
em 60 % e dos participantes no
mercado nos 40 % restantes. As suas
principais funções são as de administrar
o mercado nacional de electricidade
como operador do mercado e do
sistema, operar o mercado de gás e
os gasodutos de Vitória, operar os
mercados retalhistas de gás e
electricidade do este e sudeste da
Austrália, planificar o desenvolvimento a
médio e longo prazo das redes de gás e
electricidade e o desenvolvimento do
mercado da energia e dos projectos
Quando a
produção a
partir de energias
renováveis
representa um
volume significativo
sobre o parque
total de produção
de electricidade,
os preços tendem
a descer de
forma notável,
sobretudo em
horas de vazio.
23
A utilização futura
do carvão estará
condicionada pelo
arranque de
tecnologias de
captura e
armazenamento
de C02
relevantes relacionados com a
comercialização a curto prazo e o sistema
australiano de previsão de produção
eólica (AWEFS).
2.2. Tendências
em tecnologias de
produção
O consumo de energia, e mais
concretamente o da energia eléctrica, é um
indicador de bem-estar material, sendo por
isso de esperar que siga a sua crescente
tendência nos próximos anos. Será
impulsionado pelo aumento do
apetrechamento de elementos electrónicos
nos lares e pelo crescimento da população
nos países em vias de desenvolvimento.
Este crescimento moderar-se-á à medida
que os programas de eficiência energética
tenham um maior êxito. Neste sentido,
continua-se a trabalhar em novas formas de
produzir electricidade, com maior
eficiência e menor impacto sobre o meio
que nos rodeia, assim como no
desenvolvimento de sistemas que permitam
um uso mais inteligente da energia.
De acordo com o referido anteriormente,
qualquer desenvolvimento do misto de
produção deve ter em conta a segurança
24
do abastecimento, a sustentabilidade
ambiental e a sustentabilidade económica.
As principais tendências actuais em
tecnologias de produção podem
sintetizar-se nos seguintes pontos:
• Tecnologia Nuclear. Há uma tendência
mundial em aumentar a produção de
electricidade de origem nuclear.
Enquanto em 2004 a produção nuclear
foi na ordem dos 2.740 TWh anuais
(16 % da produção mundial), em 2030
prevê-se que a produção de origem
nuclear se situe entre os 3.300 e os
4.100 TWh anuais, com uma capacidade
nuclear instalada na ordem de 498 GW,
e um consumo total de electricidade na
ordem dos 33.750 TWh/ano.
Actualmente encontram-se em
construção 56 centrais nucleares em
países como a China, Índia, Bulgária,
Japão, Rússia, Coreia do Sul, Finlândia ou
França. Na Europa, estão em avançado
período de construção uma central de
1.600 MW na Finlândia e outra central
similar em França, tendo sido aprovada
uma nova central em cada um dos
referidos países (ambas do tipo EPR reactor de água a pressão europeu). Na
Bulgária encontram-se em construção
duas centrais de tecnologia russa.
Importa destacar que recentemente os
Estados Unidos (EUA) retomaram o seu
programa nuclear, parado há três
décadas, ao apoiar o Governo actual no
financiamento para a construção de dois
novos reactores. Esta iniciativa representa
um notável apoio para o
desenvolvimento futuro da energia
nuclear em todo mundo. As razões que
motivaram esta decisão por parte do
Governo foram os altos custos
energéticos actuais, a necessidade de
aumentar a segurança de fornecimento e
a luta contra a alteração climática.
• Energias Renováveis. Apesar da crise
económica a nível mundial, a
capacidade da energia eólica que,
segundo o GWEC, entrou em actividade
a nível mundial em 2009 subiu para
37.500 MW, mais 31% que a instalada
em 2008. A China foi líder mundial na
instalação desta tecnologia de
produção em 2009, duplicando a sua
capacidade de produção pelo quinto
ano consecutivo. Em 2009 aumentou
em 13.000 MW a sua capacidade
instalada, o que supôs incluir um
terço da nova capacidade total
instalada a nível mundial no seu
sistema eléctrico.
A tendência é que cada vez mais a
produção a partir de energias renováveis
de todo tipo (eólica, solar, maremotriz,
etc.) tenha um maior peso. O desafio
que sem dúvida se terá de solucionar
nos próximos anos é o desenvolvimento
de tecnologias de armazenamento de
energia e de redes inteligentes. Outro
desafio importante, que em parte ainda
não se enfrentou por parte dos
Governos, é o de transferir aos
consumidores os custos reais, associados
a este tipo de tecnologia.
• Ciclos combinados de gás natural.
Durante os últimos anos surgiu um
elevado número de centrais de ciclo
combinado de gás natural. As vantagens
neste tipo de centrais são o seu
rendimento elevado, as importantes
devido ao aumento significativo da
demanda de energia que se prevê. É
fundamental que se estabeleça um
sistema para desenvolver e difundir as
tecnologias que permitam utilizar de
forma sustentável o carvão, isto é, de
reduzir as emissões de CO2 procedentes
da utilização do carvão para a produção
de electricidade.
reservas de gás natural que
proporcionam uma combustão mais
limpa do que a do carvão, além de
emitirem menos CO2. Actualmente
encontram-se em construção ou em
avançado estado de desenvolvimento na
Europa 106 projectos com uma
potência de 61,1 GW.
• Centrais de Carvão. A abundância e
dimensão das reservas de carvão a nível
mundial estão a favorecer a sua
permanência como fonte de produção
de energia eléctrica. No entanto, as
elevadas emissões de CO2 associadas a
esta tecnologia estão a actuar em certas
regiões como travão para o seu
desenvolvimento.
É de destacar que as emissões de CO2
derivadas da produção de electricidade
a partir do carvão subiram em 2005
para 70 % do total das emissões
procedentes da produção de
electricidade na UE, o que representou
24 % das emissões de todos os sectores
naquele ano.
As melhorias conseguidas nas
tecnologias do carvão (aumento da
eficiência energética, diminuição das
chuvas ácidas e dos casos de
contaminação atmosférica local devido
às emissões de SO2, de NOx e de
partículas) demonstram que são possíveis
avanços tecnológicos significativos,
especialmente mediante a tecnologia de
captura e armazenamento do carbono.
Segundo um relatório de Maio de 2009
do Global BBC Institute, o número de
projectos a nível mundial de captura de
CO2 (DCS) ascendia a 499 dos quais
224 eram pequenos projectos de
investigação e desenvolvimento. Dos
275 restantes, 78 estão em execução,
135 em fase de planificação, 34
projectos estão a funcionar, 26 foram
cancelados e 2 projectos encontram-se
parados pelos seus promotores. Por
zonas geográficas, 37 % encontram-se
nos EUA, 24 % na Europa, 10% na
Austrália e Nova Zelândia, 6 % na China,
4 % no Japão e os 9 % restantes noutras
áreas do mundo.
A utilização futura do carvão estará
condicionada pelo arranque de
tecnologias de captura e armazenamento
de CO2, para isso, entre outras coisas, será
necessário localizar jazidas geológicas
adequadas para o seu confinamento e
diminuir os custos desta tecnologia.
Nas próximas décadas, a produção a
partir do carvão irá ser cada vez mais
importante na produção de energia de
determinadas regiões do mundo
(especialmente na China e na Índia)
25
2.3. Evolução dos
preços mundiais
A seguir apresenta-se a evolução
dos preços de um conjunto de mercados
organizados desde 2008 até 31 de Março
de 2010.
Para a análise da evolução dos mercados
eléctricos não europeus, e devido à sua
especial relevância, seleccionaram-se os
mercados da Alberta no Canadá, PJM nos
Estados Unidos e Vitória na Austrália.
Preço e procura - OMEL (Espanha)
e/MWh
60
GWh
25.000
e/MWh
Anos 08 a mar 2010
Variação 09: -46,2%
80
GWh
4.800
70
4.200
60
3.600
50
3.000
40
2.400
30
1.800
20
1.200
10
600
20.000
45
15.000
30
10.000
15
5.000
0
0
0
08
09
Preço
2010
Procura
e/MWh
120
GWh
24.000
20.000
80
16.000
60
12.000
40
8.000
20
4.000
0
0
09
Procura
2010
Procura
Preço e procura - PJM (E.U.A.)
100
08
09
Preço
Anos 08 a mar 2010
Preço
0
08
Preço e procura - GME (Itália)
26
Os preços no mercado da AEMO em
Vitória (Austrália) baixaram um 9,5 % até se
situarem nos 36,5 $Aus/MWh, com um
Preço e procura - OMEL (Portugal)
Anos 08 a mar 2010
75
No mercado da PJM na costa este dos
Estados Unidos, com um dos volumes de
contratação de energia mais elevados (quase
600.000 GWh em 2009) obteve-se um
preço médio de 37,2 $USA/MWh, 44 %
inferior ao do ano anterior. Os preços
variaram de 28,6 – 44,0 $USA/MWh, com
o mínimo em Janeiro e o máximo em
Fevereiro, sendo também este o mês em
que se verificou a procura máxima.
2010
Anos 08 a mar 2010
$USA/MWh
100
GWh
100.000
80
80.000
60
60.000
40
40.000
20
20.000
0
0
08
09
Preço
Procura
2010
Preço e procura - EPEX (França)
Preço e procura - NordPool/Elspot
e/MWh
Anos 08 a mar 2010
80
GWh
40.000
70
35.000
60
30.000
50
25.000
40
20.000
30
15.000
20
10.000
10
5.000
0
09
Preço
Anos 08 a mar 2010
8.000
60
6.000
40
4.000
20
2.000
0
08
2010
09
Preço
Procura
Preço e procura - Victoria (Austrália)
2010
Procura
Preço e procura - Alberta (Canadá)
Anos 08 a mar 2010
$Aus/MWh
140
GWh
10.000
80
0
0
08
e/MWh
100
GWh
$Can/MWh
Anos 08 a mar 2010
GWh
14.000
140
120
12.000
120
6.000
100
10.000
100
5.000
80
8.000
80
4.000
60
6.000
60
3.000
40
4.000
40
2.000
20
2.000
20
1.000
0
0
08
09
Preço
Procura
máximo no mês de Janeiro de
125,5 $Aus/MWh e um mínimo de
22,4 $Aus/MWh no mês de Agosto. A
máxima procura corresponde ao mês de
Julho, durante o Inverno austral.
Os preços no mercado da Alberta, no
Canadá, baixaram um 49,9 %
relativamente ao ano anterior, até aos
45,1 $Can/MWh, com um máximo no
mês de Janeiro de 93 $Can/MWh e um
mínimo de 21,3 $Can/MWh no mês de
Dezembro que se corresponde com a
procura máxima.
2010
0
7.000
0
08
09
Preço
2010
Procura
Relativamente ao nosso contexto, os
preços nos mercados eléctricos
europeus evoluíram de forma similar e
tendem a curto prazo a convergir entre si,
excepto no caso do mercado italiano.
Estes mercados reflectiram preços
voláteis durante o ano de 2009,
revelando uma tendência decrescente de
preços no último trimestre do ano, que se
mantém ao longo do primeiro trimestre
de 2010. Quanto à evolução mensal,
deve destacar-se que ao longo de
2009 ocorreu uma diminuição
significativa dos preços em todos os
27
mercados europeus. Considerando o
preço médio mensal do mercado diário,
observa-se um estreitamento da banda de
flutuação. Na parte alta situa-se a Itália
com 76,5 e/MWh e na parte baixa
NordPool com 35 e/MWh. APX, Power
UK e EPEX-França ficam na banda alta
de 43-48 e/MWh. Por último, tanto
Espanha como a Alemanha se situam
na banda baixa, à volta dos
37-39 e/MWh.
Em Espanha, o preço médio foi de
37,0 e/MWh durante o ano 2009,
Preço e procura - EPEX (Alemanha)
e/MWh
Para analisar a evolução ao longo dos
últimos anos dos preços médios diários
trimestrais dos mercados organizados
europeus, seleccionaram-se os
Preço e procura - APX (Holanda)
Anos 08 a mar 2010
GWh
e/MWh
Anos 08 a mar 2010
GWh
18.000
90
80
14.400
75
2.500
60
2.000
60
10.800
45
1.500
40
7.200
30
1.000
15
500
100
3.000
3.600
20
0
0
08
09
Preço
08
Procura
e/MWh
80
GWh
800
700
60
600
50
500
40
400
30
300
20
200
10
100
0
0
09
Procura
2010
Procura
Preço e procura - Power UK (R. Unido)
70
08
09
Preço
Anos 08 a mar 2010
Preço
0
0
2010
Preço e procura - OPCOM (Romênia)
28
situando-se num valor abaixo dos
mercados do nosso círculo, embora com
menores variações relativamente à média
de outros mercados, o que levou a
aumentos significativos na exportação e
importação de energia quando os preços
eram respectivamente inferiores ou
superiores aos preços dos países da
Europa Central.
2010
Anos 08 a mar 2010
£/MWh
100
GWh
1.000
80
800
60
600
40
400
20
200
0
0
08
09
Preço
Procura
2010
Preço médio mensal Europex
e/MWh
Anos 08 a mar 2010
100
90
80
70
60
50
40
30
20
08
09
Omel-Espanha
Omel-Portugal
mercados da Alemanha, Espanha, França,
Holanda, Itália, Reino Unido, Roménia e
os países nórdicos.
A análise dos preços médios mensales
num período compreendido entre 2008
e Março de 2010 reflecte a maior
convergência seguida pelos preços
europeus, à excepção da Itália. Durante
o ano de 2008, apreciaram-se subidas
generalizadas em todos os mercados.
Desde o início de 2009 produziu-se
uma descida que se manteve até meados
deste mesmo ano. O que tem, sem
Epex-Alemanha
APX-Holanda
2010
NordPool
Epex-França
GME-Itália
EXAA-Áustria
dúvida, relação com a tendência seguida
pelos preços dos mercados de
matérias-primas energéticas. Por último,
importa assinalar como factor destacável
o acoplamento que se produz nos
preços da electricidade nos países
nórdicos desde a inauguração do cabo
que atravessa o Mar Báltico, e que lhes
permite, , quando dispõem de reservas
hidráulicas, exportar os seus excedentes
em períodos de preços baixos, e o
desacoplamento que se produz na Itália
quando os preços descem no resto
da Europa.
29
A instalação
de contadores
inteligentes
permitirá poder
aplicar ao consumo
o preço que resulte
no mercado nesse
período.
2. 4. Gestão da
demanda. Resposta em
tempo real aos preços
de mercado
Na actualidade, e em grande parte dos
países do mundo, os sistemas eléctricos
ainda são concebidos para que a
produção modifique o seu
comportamento em função da
oscilação da demanda.
Historicamente, as empresas eléctricas
facturaram aos clientes uma tarifa única
por kWh consumido que, embora
algumas vezes discriminasse alguns
períodos horários, não teve
verdadeiramente em conta o custo real
de produzir e fazer chegar a
electricidade ao ponto de consumo.
A instalação de contadores electrónicos,
que permitem facturar o consumo que
se realiza a cada hora, e o avanço nas
redes inteligentes fazem prever que
estamos a ponto de dar um passo
importante para os consumidores e os
produtores desenvolverem normas de
produção e consumo que possam ter
em conta os custos associados à
decisão que tomam. Além disso, o
arranque de novos sistemas de
30
controlo ajudará a fazer face aos novos
desafios que apresenta o futuro misto
de produção, onde cada vez mais se
inclui uma maior capacidade de
produção de energias renováveis que
não são administráveis.
A instalação de contadores inteligentes,
que recolhem o consumo em períodos
horários, permitirá poder aplicar ao
consumo o preço que resulte no
mercado nesse período. Esta é uma
linha de actuação a nível mundial para
conseguir que a demanda responda ao
movimento dinâmico de preços que se
produzem nos mercados eléctricos.
Uma outra vertente interessante de
desenvolvimento são as redes
inteligentes que se devem basear
nos seguintes aspectos:
• Consumidores que actuem com
critério económico. São consumidores
que, sendo sensíveis ao preço,
dispõem de tecnologias que lhes
permite acompanhar o seu consumo
em tempo real e podem actuar sobre
ele com sistemas de regulação
segundo regras pré-estabelecidas. São
a base para que, mediante o uso das
redes inteligentes, se consiga o
objectivo de melhorar a eficiência dos
sistemas e a poupança energética.
• Empresas de serviços eficientes.
Empresas que, actuando como
intermediários, dêem um serviço que
vincule o custo em tempo real da
electricidade produzida e o preço em
tempo real que se factura
aos consumidores.
• Mercados eficientes. Mercados que
disponham de logística de forma a
informar o produtor e o consumidor
em tempo real e integrá-los nos seus
sistemas e lógicas de decisão. Devem
implementar-se soluções duradouras,
dinâmicas e economicamente
eficientes para a gestão da rede
eléctrica e para o controlo do produtor
e do consumidor.
Relativamente aos passos a seguir para
avançar na criação destas redes, é
importante contar com o impulso das
empresas produtoras e das
transportadoras. Lamentavelmente, ainda
nos encontramos na fase preliminar de
definição dos padrões que as tecnologias
deveriam seguir e como deveria ser o
seu desenvolvimento. Depois de
superada essa fase, haverá que definir a
estrutura dos mercados que deverão
suportar essas redes inteligentes e,
posteriormente, implementá-las.
Dentro dos elementos que se
consideram vitais para o
desenvolvimento das redes inteligentes
destacam-se o estado das tecnologias, o
seu custo, a recuperação dos
investimentos, o custo e a complexidade
de facturar aos clientes e como isso
afectaria o comportamento
dos consumidores.
Torna-se, pois, fundamental do ponto de
vista estratégico para os produtores,
distribuidores e transportadores a
coordenação entre a planificação das
redes de transporte e as decisões dos
investidores em unidades de produção.
2.5. Os mercados do gás
De acordo com as previsões da Agência
Internacional da Energia (AIE), o mundo
está a enfrentar um excesso de
fornecimento de gás natural,
prognosticando que o seu preço cairá nos
próximos anos. Em consequência, o
mercado do gás converteu-se já no último
ano num mercado de compradores e é
previsível que essa situação se mantenha
a médio prazo.
Entre as causas que explicam esta
situação encontram-se a crise
económica global, o aumento na
produção norte-americana de gás e o
aumento da disponibilidade do gás não
convencional que se prevê para os
próximos anos. O aumento da produção
de gás não convencional teve como
consequência o atraso no começo da
exploração de algumas jazidas de gás,
como a de Shtokman da Gazprom.
A esta situação acrescenta-se um
aumento muito importante de
infra-estruturas disponíveis a nível
mundial, tanto de gasodutos como de
unidades de liquefacção e regaseificação.
A situação poderia inclusive agravar-se
caso se siga potencializando o uso de
fontes de energia renováveis e de
energia nuclear para a produção
de electricidade.
2.5.1. Situação dos mercados
(Prazo, spot, balanços)
Em geral os mercados de gás natural em
2009 mostraram-se débeis, tanto nos
mercados spot como nos mercados
forward e nos mercados a longo prazo.
Quanto aos mercados retalhistas
domésticos, na maioria dos países da
União Europeia diminuíram os preços
do gás antes de impostos, excepto na
Bulgária, Lituânia e Croácia, onde se
produziram subidas importantes. As
descidas de preços mais importantes
ocorreram na Alemanha, Polónia
e Suécia.
31
Em média,
o preço do gás
natural do Henry
Hub no ano
2009 foi de
3,96 $/MBtu.
Evolução dos preços do gás
$/MBtu
Anos 08 y 09
20
16
12
8
4
0
jan 08
abr 08
jul 08
Preço médio Japão
Fonte: Unión Fenosa Gas
out 08
jan 09
Preço médio Corea
abr 09
jul 09
Uma situação similar sucedeu com os
consumidores industriais, cujos preços
subiram na Bulgária, Croácia e Portugal e
se mantiveram ou diminuíram nos
restantes países.
out 09
Henry Hub
Preço médio E.U.A.
NBP
de 2008, quando alcançou os
12,67 $/MBtu, até Setembro de 2009,
quando alcançou o preço mínimo
do ano de 2009 (2,95 $/MBtu), para
finalizar o ano nos 5,35 $/MBtu no mês
de Dezembro.
2.5.2. Preços internacionais
do gás natural
O preço spot do gás natural no Henry
Hub, referência que se utiliza
profusamente para acompanhar os preços
do gás natural, seguiu uma tendência
continuamente decrescente desde Junho
Em média, o preço do gás natural do
Henry Hub no ano 2009 foi de
3,96 $/MBtu, significativamente inferior
aos 8,84 $/MBtu de 2008.
Este cenário de preços teve a sua
reciprocidade nos mercados mundiais.
Evolução preço gás natural Henry Hub
$/MBtu
Anos 08 mar 2010
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0,000
jan 08
fev
mar
abr
Preço spot mensal
32
mai
jun
jul
ago
set
Preço médio spot anual
out
nov
dez
jan 09
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez jan 10
feb
mar
Fonte: Oilnergy
Embora a procura de gás continuasse a ser
baixa, a queda de preços abrandou no
último trimestre do ano, como se
fundamenta no gráfico que recolhe a
evolução dos preços em diversas zonas do
mundo nos anos 2008 e 2009.
en el año 2009 y la procedencia del gas natural
licuado consumido en Europa en ese periodo.
Como se observa nos gráficos, os principais
fornecedores europeus são o Qatar e a Argélia,
seguidos por um segundo grupo formado
pela Nigéria, Trindade e Tobago e Egipto,
sendo os demais fornecedores uma quota
menos importante.
2.5.3. Gás Natural Liquefeito
Durante o último ano, os preços do gás
natural liquefeito (GNL) seguiram a mesma
tendência que os preços do gás natural.
Por países, o maior importador europeu de gás
natural liquefeito é Espanha, seguido da França,
do Reino Unido e da Bélgica. É de assinalar
que só a Espanha importa tanto GNL como
esses três países juntos.
En los gráficos adjuntos se muestra el
consumo de gas natural licuado en Europa
O gás natural liquefeito na Europa (Por destinos)
Milhões de toneladas de GNL
Ano 2009
24
Argélia 27,4%
Qatar 28,1%
21
Guiné equatorial 0,3% - Austrália 0,2%
Iêmen 0,2% - Abu Dabi 0,1% - Bélgica 0,1%
Líbia 1,1%
Omã 2,0%
Noruega 3,4%
18
15
12
Egito 10,7%
9
6
Trinidad 12,4%
3
Nigéria 14,0%
0
Espanha
França
Reino Unido
Bélgica
Itália
Portugal
O gás natural liquefeito na Europa (Por origens)
Milhões de toneladas de GNL
Ano 2009
16
Espanha 41,8%
14
Grécia 1,2%
12
Portugal 4,3%
10
Itália 6,1%
8
Bélgica 10,1%
6
4
Reino Unido 16,2%
2
França 20,3%
0
Qatar
Argélia
Nigéria
Trinidad
Egito
Noruega
Omá
Líbia
Guiné Austrália
Ecuatorial
Yemen
Abu
Dabi
Bélgica
33
2.6. Aspectos
regulamentares e
iniciativas europeias
2.6.1. Iniciativas da UE
Durante o período de 2009,
produziram-se avanços nos principais
projectos da legislação comunitária
relativamente à energia, especialmente no
que se refere ao Mercado Interior. Entre
estes avanços, destaca-se o que diz
respeito ao terceiro pacote legislativo,
ou IME 3.
O terceiro pacote legislativo, que inclui as
últimas medidas legislativas da UE para
liberalizar ainda mais os seus mercados de
gás e electricidade, publicou-se na
sexta-feira 14 de Agosto de 2009 no
Jornal Oficial da União Europeia, sendo
aprovado pelo Parlamento Europeu em
Abril e pelo Conselho Europeu em Junho.
O pacote consta das Directivas
2009/72 e 2009/73, sobre normas
comuns, respectivamente, para o
mercado interior da electricidade e do
gás e de três Regulamentos. O primeiro
deles define as condições de acesso à
rede para o comércio transfronteiriço de
electricidade. O segundo desenvolve as
condições de acesso às redes de
transporte de gás natural. Finalmente, o
terceiro cria a Agência de Cooperação
dos Reguladores da Energia (ACER).
2.6.2. Fóruns de Florença
e Madrid
Os Fóruns Europeus de Regulação dos
sectores de electricidade e gás natural
(Fóruns de Florença e Madrid), foram
constituídos pela Comissão Europeia
para o intercâmbio de opiniões entre os
diversos participantes do mercado, com
o propósito de fomentar a criação de
um mercado único de energia europeu.
Em ambos os fóruns participaram
representantes da Comissão Europeia, os
reguladores, os Estados membros, os
operadores de mercado e do sistema,
representantes da indústria energética e
os consumidores. Ambos os fóruns têm
um componente informal, já que as suas
decisões não são vinculativas.
Fórum de Florença
O Fórum de Florença reuniu-se em duas
ocasiões no ano 2009, de 4 a 5 de
Junho e de 10 a 11 de Dezembro. Entre
os principais temas que se trataram
encontram-se os seguintes:
• Mecanismo de acoplamento de
preços.
Na reunião de Junho, o Fórum de
Florença demonstrou o seu aval de que
o mecanismo de acoplamento de
preços é a melhor solução para a
integração dos mercados diários e
impulsionou o arranque dos trabalhos
associados ao projecto PCR de
acoplamento de mercados na Europa
promovido pelos operadores de
34
mercado OMEL, EPEX Spot e Nord Pool
Spot. A 18 de Março de 2010 uniram-se
ao projecto a APX-Endex, a Belpex,
e a GME.
As características básicas do projecto
PCR são:
– A utilização de um algoritmo de
cassação comum para os três
operadores de mercado.
– Cada operador de mercado operará o
seu próprio sistema e manterá sua
independência.
– Basear-se-á nas regulações e soluções
nacionais/regionais existentes.
O projecto PCR de acoplamento de
mercados encontra-se aberto a outros
operadores de mercado que se queiram
unir à iniciativa.
• Terceiro pacote legislativo.
Adicionalmente no Fórum de Florença
trataram-se os elementos essenciais do
terceiro pacote do mercado interior. Na
reunião de Dezembro, a Comissão
recordou ao Fórum que os Estados
membros são responsáveis pela
transposição atempada e correcta das
Directivas da electricidade
(2009/72/EC) e do gás (2009/73/EC)
para os seus ordenamentos jurídicos
internos. O prazo da transposição
terminará a 3 de Março de 2011.
A Comissão oferecerá ajuda aos Estados
membros durante o período da
transposição, publicando notas
interpretativas sobre aspectos vitais
(separação de actividades,
independência dos reguladores, etc.),
organizando reuniões bilaterais com os
Estados membros e, se for o caso,
multilaterais, para discutir questões
relativas à transposição, na medida que
se considera muito importante uma
transposição correcta nos 27 Estados
membros dentro do prazo das
Directivas
• Iniciativas regionais.
Também se analisaram os avanços
efectuados nas iniciativas regionais e a
criação por parte do Grupo de
Reguladores Europeus de Electricidade
e Gás, ERGEG, de um grupo de trabalho
orientado para a sua gestão. Destacou-se
que uma melhoria na coordenação
vertical reflectir-se-ia no resultado do
trabalho. Na reunião de Dezembro
apresentou-se um esboço final, que foi
remetido para comentários aos
Reguladores, Estados Membros e
interessados no sector.
• Coordenação inter-regional para a
gestão dos congestionamentos.
Apresentou-se pelo Grupo de
Coordenação de Projecto (PCG) uma
proposta de modelo europeu para a
gestão dos congestionamentos no
mercado da electricidade e de uma
possível rota para a sua colocação em
prática. O Fórum sublinhou a
necessidade de continuar o trabalho,
iniciando projectos concretos e aceitou a
oferta do ERGEG para avançar através de
um grupo de consultoria específico, onde
estariam representadas todas as partes
interessadas, que deste modo poderiam
continuar a assessorar o ERGEG na
supervisão dos trabalhos e colaborar
na solução dos aspectos que possam
interferir no progresso.
Os três projectos a iniciar serão os
seguintes:
– Um projecto, liderado pelos ENTSO-E,
para desenvolver a nível europeu um
sistema de cálculo da capacidade das
interligações, baseado no cálculo de
fluxos sobre um modelo comum.
– Um projecto, liderado pelos ENTSO-E,
para desenvolver o comércio no
mercado intradiário e, se for o caso,
para o seu início.
– Um projecto, dirigido pela Comissão,
que crie um modelo normativo para o
acoplamento dos mercados diários.
Em seguida implementar-se-ia um
acoplamento europeu comum a todos
os mercados diários antes de 2015,
utilizando o mecanismo de
acoplamento de preços.
• Regulamento sectorial para o comércio
da energia. A Comissão informou no
Fórum de Florença que se deu início à
preparação de uma iniciativa reguladora
sobre a transparência e a integridade
dos mercados grossistas da electricidade
e do gás (com a possibilidade de incluir
os mercados de emissões) e que
solicitará comentários sobre as distintas
opções do conceito básico.
apresentaram os seus relatórios elaborados
sobre o desenvolvimento e os resultados
das diferentes Iniciativas Regionais de Gás
(GRI), criadas pelo ERGEG em 2006.
Mediante este programa, o ERGEG
estabeleceu três mercados gasistas
regionais na Europa, região Noroeste,
(NW) região Su-sudeste (SSE) e região Sul
(S); esta última engloba Espanha, Portugal
e França. O objectivo é avançar na
integração dos mercados de gás
existentes em cada região para finalmente
conseguir desenvolver um único mercado
gasista europeu.
Fórum de Madrid
O Fórum de Madrid, que celebrou sua
17ª edição, celebrada na sede da
Comissão Nacional de Energia durante os
passados 14 e 15 de Janeiro de 2010,
centrou-se em analisar a capacidade
actual das redes europeias para satisfazer
as necessidades da demanda, como
minimizar a dependência de um único
fornecedor na Europa Oriental e valorizar
o impacto da crise mundial sobre a oferta
e procura de gás. Durante a celebração
do Fórum, diferentes instituições
35
3
Evolução do mercado
de electricidade
em Espanha/Mibel
O ano de 2009 caracterizou-se por uma queda da actividade económica,
uma diminuição dos preços de mercado relativamente a 2008 e uma
crescente importância da produção a partir de energias renováveis, o que,
unido a uma substancial queda da procura e a uma menor utilização das
centrais térmicas, teve como consequência uma redução significativa, na
ordem dos 21%, das emissões de CO2 relativamente a 2008.
3.1. A contratação no
mercado da electricidade
11.191 Me e para 261.846 GWh, o
que pressupõe uma diminuição de
41,1% e de 3,2 % respectivamente, em
relação ao ano anterior. Estas
diminuições devem-se à descida dos
preços, bem como redução da
procura final.
O volume de contratação no mercado
diário e intradiário e nos processos de
gestão técnica no sistema eléctrico
espanhol subiu no ano 2009 para
Contratação em Espanha. Energia
Contratação em Espanha. Volume económico
Me
Anos 08 y 09
2.000
1.800
27.000
1.600
24.000
1.400
21.000
1.200
18.000
1.000
15.000
800
12.000
600
9.000
400
6.000
200
3.000
0
0
jan
fev
2008
36
Anos 08 y 09
GWh
30.000
mar
abr
mai
2009
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
média
jan
fev
2008
mar
abr
mai
2009
jun
jul
ago
set
out
nov dez
média
37
É significativa a diminuição da procura
final durante este ano no sistema eléctrico
espanhol que foi na ordem dos 4,5 %,
embora esta tendência se tenha alterado
nos três primeiros meses do ano 2010,
nos quais se assinala já um aumento da
procura final de 4,9 % relativamente a
primeiro trimestre do 2009.
contratos “take or pay” de centrais de
ciclo combinado ou a mudança no
sentido do fluxo na interligações com
Portugal e a diminuição das exportações
a Marrocos, levaram a uma diminuição
dos preços do mercado. Esta diminuição
provocou uma mudança no sentido do
fluxo através da conexão com a Europa
Central que deixou de ser importadora
para passar a exportadora, mas numa
dimensão muito inferior à descida das
exportações através das outras fronteiras.
A mudança de sentido na fronteira entre
os sistemas espanhol e português
A diminuição da procura, tal como o
aumento da contribuição da produção
em regime especial e da produção
hidráulica no sistema espanhol, unido a
outros factores como a conclusão de
deu-se devido ao aumento da
produção de instalações eólica e
hidráulica no sistema português, o que
conduziu a que esta interligação
alcançasse um fluxo importador desde
Portugal, especialmente no final do ano,
quando no ano anterior era
nitidamente exportadora.
O saldo exportador do sistema eléctrico
espanhol passou de 11.040 GWh no ano
2008 para 8.104 GWh no ano 2009.
Para a interligação entre os sistemas
eléctricos espanhol e português o saldo
Energia executada por unidades de venda em contratos bilaterais físicos nacionais espanhóis
MWh
Ano 09
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
jan
fev
Contratos bilaterais nacionais
38
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Nos três primeiros
meses do ano
2010, nos quais
se assinala já um
aumento da
procura final de
4,9 % relativamente
a primeiro trimestre
do 2009.
de programas em 2008 foi exportador
numa quantidade de 9.439 GWh, sendo
em 2009 de 4.790 GWh, o que se traduz
numa diminuição de 49 %.
Durante o ano, o volume de energia
associado a contratos bilaterais físico com
entrega em território espanhol manteve-se
em percentagem descendente, com a
diminuição mais acentuada a assinalar-se
entre Maio e meados de Julho,
seguindo-se uma ligeira recuperação a
partir da segunda quinzena de Julho. A
percentagem anual média durante o ano
foi de 34,7 %.
A potência instalada das diferentes
tecnologias não sofreu grandes alterações,
à excepção das instalações de ciclo
combinado e das instalações de
produção eólica. O incremento de
potência instalada de ciclos combinados
durante 2009 foi de 569 MW no sistema
eléctrico espanhol e de 846 MW no
sistema português, o que representa um
crescimento de 5,95 % para o conjunto do
MIBEL concernente à potência no início
do ano. O aumento de potência das
instalações eólicas ao longo de 2009
no sistema eléctrico espanhol foi de
1.694 MW, o que representa 11,25 %
relativamente à potência no início
do ano.
Cobertura pelas tecnologias em Espanha
Anos 08 y 09
29,3%
1,6%
20,4%
2008
15,5%
7,3%
2,5%
13,0%
10,4%
23,0%
2,0%
19,1%
11,7%
2009
10,4%
17,1%
3,0%
13,6%
Carbono
Gás-Combustivel
Hidráulico
Nuclear
De ciclo combinado
Importação
Eólica
R.E. Mercado em regime especial
Cobertura da demanda pelas tecnologias em Espanha
GWh/dia
Anos 08 a mar 2010
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
jan 08
Carbono
abr 08
Gás-Combustivel
jul 08
Nuclear
out 08
Hidráulico
jan 09
De ciclo combinado
abr 09
Importação
jul 09
Eólica
out 09
jan 2010
39
Uma coincidência
de vários factores,
que levaram a
uma diminuição
do preço do
mercado diário.
A utilização das diversas tecnologias na
resposta à procura foi muito diferente
no ano 2009 relativamente ao ano
anterior, especialmente no final do ano,
devido à alta hidraulicidade e à elevada
produção do regime especial, onde se
destaca de forma significativa a
contribuição de instalações eólicas.
O crescimento de ambas as tecnologias
nos sistemas eléctricos espanhol e
português, juntamente com a
diminuição da procura e das
exportações para Marrocos levou a
uma redução do buraco térmico das
tecnologias marginais. Concretamente,
no sistema eléctrico espanhol, onde as
tecnologias marginais que são
Energia pelas tecnologias em Portugal
Anos 08 y 09
17,9%
21,9%
12,9%
2008
25,1%
20,2%
2,1%
11,8%
27,3%
14,9%
2009
21,5%
23,9%
0,7%
Carbono
Gás-Combustivel
Hidráulico
Importação
De ciclo combinado
Cobertura da demanda pelas tecnologias em portugal
GWh/dia
Anos 08 a mar 2010
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
jan 08
Carbono
40
abr 08
Gás-Combustivel
jul 08
Hidráulico
out 08
De ciclo combinado
jan 09
Importação
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
fundamentalmente o carvão e
especialmente o ciclo combinado
tiveram uma diminuição importante de
24 % para o conjunto do carvão,
incluído o carvão de importação,
destacando-se uma redução em hulha
antracite e linhite negro na ordem
dos 43 %, e uma diminuição de 14 %
na produção com as centrais de
ciclo combinado.
A percentagem na participação da
resposta à procura por parte das
instalações de carvão nacional foi
inferior aos 15 % estabelecidos pela Lei
54/1997 de 27 de Novembro, o que
levou ao desenvolvimento previsto na
legislação das mudanças necessárias
no mercado para garantir 15 % de
produção com carvão nacional ao longo
de 2010.
A 1 de Julho de 2009 desapareceram
as tarifas integrais, com a entrada
em vigor da comercialização de
último recurso. É de salientar que o
custo de aquisição de energia pelas
referidas comercializadoras a preço
livre já se reflecte nas tarifas de último
recurso, visto que se tem em conta para
o seu estabelecimento o resultado dos
leilões CESUR celebrados desde
essa data.
3.2. Mercado diário
de Dezembro de 2009 com um valor de
3,04 ce/kWh.
O volume de contratação no programa
resultante da cassação do mercado diário
no sistema eléctrico espanhol subiu nos
últimos doze meses para 7.854,7 Me e
para 207.271GWh.
Os preços médios mensais aritméticos
do mercado diário no sistema eléctrico
espanhol durante o ano variaram,
desde o maior concernente ao mês de
Janeiro de 2009 com um valor de
4,99 ce/kWh, ao menor relativo ao mês
Como se referiu no ponto anterior, no
final do ano ocorreu uma coincidência
de vários factores, como o incremento da
produção de regime especial e
hidráulica, a diminuição de procura, a
finalização de contratos “take or pay” das
instalações de ciclo combinado, que
levaram a uma diminuição do preço do
mercado diário, sendo o preço médio
mínimo diário de 0,34 ce/kWh que
corresponde a 31 de Dezembro de 2009.
Compras de comercializadores e consumidores directos em Espanha
GWh/semana
Anos 08 a mar 2010
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
jan 08
abr 08
jul 08
Mercado diário + Contratação bilateral
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Mercado intradiario
41
Durante o ano
2009, manteve-se a
correlação entre
os preços do diário
e do intradiário.
Estes factores levaram a que o preço
horário do mercado diário tenha sido
nulo no sistema espanhol em 16 horas
durante o mês de Dezembro de 2009.
Esta tendência manteve-se no início de
2010, onde se produziram preços nulos
no primeiro trimestre do ano em
232 horas.
Esta situação conjuntural reflecte-se na
comparação dos preços do sistema
eléctrico espanhol com os preços da
Europa Central, embora os preços dos
contratos futuros indiquem um
Energia e preço do mercado diário em Espanha
ce/kWh
Anos 08 a mar 2010
18
GWh
900
16
800
14
700
12
600
10
500
8
400
6
300
4
200
2
100
0
0
jan 08
abr 08
Preço máxima
jul 08
Preço média
out 08
Preço mínimo
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Energia diária
Energia e preço do mercado diário em Portugal
ce/kWh
Anos 08 a mar 2010
16
160
14
140
12
120
10
100
8
80
6
60
4
40
2
20
0
0
jan 08
abr 08
Preço máxima
42
GWh
jul 08
Preço média
out 08
Preço mínimo
jan 09
Energia diária
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
diferencial de preços muito inferior
ao que se deu no primeiro trimestre
do ano.
O mercado intradiário em 2009.
Volume de energia por hora negociada em cada sessão
Sessôes do mercado intradiário
3.3. Mercado Intradiário
PMA ES=3,695ce/kWh
3.200
• A contratação de energia no programa
resultante da cassação no mercado
intradiário neste período subiu para
31.340 GWh e 1.126,8 Me, o que
pressupõe um aumento de 42,32 %
e uma descida de 19,87 %,
respectivamente.
Intradiário 1
2.400
PMA ES=3,666 ce/kWh
Etotal=18.657GWh
PMA PT=3,711ce/kWh
1.600
800
0
Intradiário 2
PMA ES=3,599 ce/kWh
Etotal=4.761GWh
PMA PT=3,605ce/kWh
Intradiário 3
PMA ES=3,679ce/kWh
Etotal=1.956GWh
PMA PT=3,716 ce/kWh
• O preço médio aritmético do
mercado intradiário no sistema
eléctrico espanhol neste período foi
de 3,69 ce/kWh, o que pressupõe
uma diminuição de 43,01%,
relativamente ao ano anterior.
Intradiário 4
PMA ES=3,680 ce/kWh
Etotal=1.723GWh
PMA PT=3,750ce/kWh
Intradiário 5
PMA ES=3,839 ce/kWh
Etotal=1.588GWh
PMA PT=3,855ce/kWh
O volume total de energia negociado
no mercado intradiário para o MIBEL
foi de 33.978 GWh, o que significa
12,49 % sobre os 272.060 GWh
negociados entre o mercado diário
e o mercado intradiário no conjunto
do ano.
Manteve-se a correlação entre os
preços do diário e do intradiário.
PMA PT=3,722ce/kWh
MWh
A análise comparativa do ano 2009
com respeito ao ano 2008 permite
obter os seguintes resultados:
A diferença entre os preços médios
anuais do mercado diário e intradiário
diminuiu no ano 2009, sendo esta
diferença de 0,001ce/kWh, face a
0,043 ce/kWh do ano anterior.
Etotal=33.978GWh
Intradiário 6
PMA ES=3,897ce/kWh
Etotal=1.660GWh
PMA PT=3,909 ce/kWh
20
22
24
02
04
06
08
10
12
14
16
18
20
22
24
Comparação dos preços médios aritméticos diários do
mercado diário e intradiário. Sistema eléctrico espanhol
ce/kWh
Ano 09
7
6
5
4
3
2
1
0
jan
fev
Mercado diário
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Mercado intradiário
43
3.4. Liquidação
e pagamentos dos
mercados diário
e intradiário
formas: directamente ou através de um
representante. O representante apresenta
perante o operador de mercado as
ofertas dos titulares das instalações
que representa.
3.4.1. Liquidação
Com o objectivo de facilitar a referida
participação, os titulares das instalações, e
de acordo com as possibilidades que lhes
permita a legislação vigente, podem
escolher duas formas de liquidação:
Durante o ano 2009, realizaram-se
diariamente a liquidação e a facturação
do mercado diário e intradiário, geridos
pelo OMEL, cujos pagamentos e
cobranças se realizaram com
periodicidade semanal de acordo com
a legislação vigente.
• Directamente ao titular da instalação.
• Ao representante que participou no
mercado.
3.4.2. Liquidação do
regime especial que
participa no mercado
O Decreto Real 485/2009 estabeleceu
para as instalações que optarem pela
retribuição mediante uma tarifa
regulada, no caso de desejarem
participar no mercado através de um
representante, que este só o poderá fazer
em nome próprio.
A liquidação realizada pela OMEL
complementa-se com a liquidação que
efectua a realizado por REE e a Comissão
Nacional de Energia que paga o prémio
equivalente ou o prémio, conforme
tenham optado pela tarifa regulada ou não.
3.4.3. Evolução dos
pagamentos e cobranças
A evolução dos pagamentos e
cobranças dos agentes no mercado diário
e intradiário durante o período
transcorrido entre Janeiro de 2009 e
Março de 2010 assistiu a uma
diminuição importante motivada pela
forte descida dos preços do mercado
diário e intradiário, assim como pela
diminuição da energia contratada.
Todo o regime especial participa no
mercado de produção. A participação
pode levar-se a cabo de duas
No gráfico de evolução semanal relativa
ao preço, energia e volume económico
do mercado diário e intradiário, onde se
colocou o valor de referência 100 na
primeira semana de 2008, pode ver-se a
Evolução semanal do volume económico negociado e liquidado
Me/semana
Anos 08 a mar 2010
400
350
300
250
200
150
100
50
0
jan 08
Importe Cesur
44
abr 08
Importe Mercado
jul 08
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
2010
evolução destas três dimensões desde
Janeiro de 2008.
Enquanto a evolução da energia
mantém volumes semelhantes aos do
ano anterior, à excepção de alguns meses
na metade do ano devido à variação da
contratação bilateral, os preços
reduziram-se em 50 % com um valor
mínimo na última semana do ano.
O volume económico semanal no ano
2009 teve um valor máximo
de 252 Me e um valor mínimo
de 111Me.
A liquidação
realizada pela OMEL
complementa-se
com a liquidação
que efectua a
realizado por REE e a
Comissão Nacional
de Energia.
Evolução semanal relativa do preço, energia e volume económico dos MD e MI
%
Anos 08 a mar 2010
140%
120%
100%
80%
60%
40%
20%
jan 08
abr 08
Volume negociado
jul 08
Energia
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Preço
45
3.5. Processos de operação
técnica do sistema no
Separação horária dos mercados no mercado diário
%
Ano 09
50
45
40
Os processos de operação técnica são
administrados pelo operador do sistema
espanhol. No ano 2009, o volume de
energia envolvida no conjunto destes
processos foi de 13.733 GWh, o que
pressupõe 5,1% da contratação.
35
30
25
20
15
10
O processo de solução das restrições
técnicas permite resolver os problemas de
carácter técnico que se prevêem nas redes
de transporte e distribuição. Para isso, numa
primeira fase realizam-se as modificações
do programa de produção resultado da
cassação do mercado diário, em alta ou em
baixa, e numa segunda fase reequilibra-se a
produção e o consumo.
5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
horas com separação de mercados
Energia atribuída pelas restrições técnicas em Espanha
Años 08 a mar 2010
Variação 09: 39,9%
GWh/dia
120
100
Como dados mais significativos cabe
destacar que as energias envolvidas foram
9.512 GWh, com um custo para o sistema
de 398,4 Me. O que pressupôs um custo
unitário de 0,171 ce/kWh.
80
60
40
O custo na primeira fase das energias a
subir foi de 7,823 ce/kWh, e das energias
a baixar de 3,861ce/kWh. Enquanto na
segunda fase foram 3,820 ce/kWh e
3,600 ce/kWh, respectivamente.
20
0
jan 08
abr 08
Energia
jul 08
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Tendência quinzenal
Soluções de restrições técnicas de energia
Volume
económico
Me
Energia
GWh
Custo
médio unitário
ch/kWh
Preço médio fase I
a subir
ch/kWh
Preço médio fase I
a baixar
ch/kWh
Preço médio fase II
a subir
ch/kWh
Preço médio fase II
a baixar
ch/kWh
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
Dez
367
211
411
648
659
499
520
655
550
862
768
700
657
998
830
816
651
526
680
749
870
789
791
1.153
72,4
53,1
67,8
123,9
93,7
110,4
104,5
128,6
110,6
167,8
145,4
115,9
107,7
124,1
93,2
84,3
72,1
54,2
96,6
73,2
84,7
86,0
93,1
117,9
20,7
21,5
19,5
54,1
21,4
50,5
30,2
34,1
25,8
43,0
40,2
32,1
41,3
48,6
32,4
25,3
25,0
14,1
47,6
19,6
20,7
28,7
41,7
53,5
0,098
0,118
0,115
0,255
0,103
0,261
0,130
0,157
0,140
0,227
0,230
0,183
0,209
0,234
0,153
0,131
0,134
0,074
0,236
0,098
0,105
0,157
0,221
0,233
12,731
19,142
10,723
13,778
8,737
16,280
13,143
12,468
12,440
12,259
12,087
10,581
11,371
8,659
7,561
6,714
7,457
6,543
10,634
6,205
6,071
7,296
8,521
7,431
8,547
7,865
6,817
6,239
5,791
6,587
7,355
7,678
7,892
7,823
7,801
6,182
4,669
3,998
4,570
4,254
4,032
3,955
3,725
3,743
3,911
3,806
3,931
4,287
8,363
8,074
6,326
6,297
5,686
6,101
6,711
7,232
6,586
7,237
6,786
4,259
3,900
3,109
0,000
0,000
4,283
4,327
3,614
3,429
3,467
3,643
3,433
0,000
6,858
6,990
5,700
5,267
5,462
5,894
7,062
7,085
7,713
7,180
6,830
5,988
5,056
3,780
3,656
3,600
3,605
3,745
3,522
3,560
3,654
3,618
3,233
2,782
Total
6.848
9.512
1.294
1.087
393,2
398,4
0,178
0,171
12,381
7,823
7,290
3,861
7,194
3,820
6,477
3,600
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
46
Custo
Total
Me
O processo de regulação secundária
contratou uma potência média mensal de
banda de 1.244 MW, valor praticamente
idêntico ao do ano anterior, com um
custo de 141Me, 34,27 % inferior ao do
ano anterior.
de energias não administráveis as que
incorrem em desvios maiores, embora se
tenha observado uma paulatina redução
dos mesmos.
Durante o ano 2009, os desvios medidos
liquidados do sistema foram 19.498 GWh
de energia a subir e 16.043 GWh de
energia a baixar.
No quadro do custo da energia utilizada na
operação técnica do sistema incluem-se o
valor mensal da energia contratada, o
volume económico associado à mesma e
o custo para o sistema tendo como
referência o mercado diário. O volume de
energia alcançou o valor de 13.733 GWh,
com um valor de 499,9 Me e um custo
adicional para o sistema de 219,9 Me.
Estas energias tiveram um valor médio de
5,664 ce/kWh para as que se incluíram
ao sistema e de 2,335 ce/kWh para as
que se retiraram, o que representa uma
descida na ordem dos 30% e 49%,
respectivamente, em relação ao
ano anterior.
Os desvios medidos correspondentes às
energias a subir cobraram um preço médio
de 3,03 ce/kWh, enquanto as energias a
baixar pagaram um preço médio de
4,08 ce/kWh.
Custo fixo do serviço complementário de regulação secundária em Espanha
Pôtencia
média da banda
MW
08
Preço
médio ponderada
ch/kWh
09
08
09
08
09
08
09
Dez
1.312
1.278
1.231
1.215
1.198
1.227
1.258
1.252
1.235
1.217
1.236
1.268
31,3
28,2
24,0
11,5
11,5
13,0
14,3
18,3
15,6
15,9
13,9
16,9
17,5
22,7
12,9
9,3
9,1
8,4
6,9
8,8
7,6
8,4
13,3
16,2
0,129
0,126
0,109
0,054
0,055
0,062
0,062
0,085
0,075
0,076
0,064
0,074
0,074
0,110
0,062
0,049
0,046
0,041
0,031
0,041
0,037
0,041
0,065
0,072
3,108
3,066
2,420
1,218
1,198
1,379
1,459
1,899
1,656
1,654
1,437
1,657
1,662
2,448
1,311
0,978
0,943
0,886
0,671
0,868
0,785
0,860
1,419
1,601
Média
1.243
1.244
214,5
141,0
0,081
0,056
1,854
1,210
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
As energias dos processos de operação
técnica do sistema têm como finalidade
resolver com antecedência, ou em tempo
real, os seus desvios. Pode considerar-se
que estes se situam em percentagens
aceitáveis, sendo as unidades de produção
Custo
médio unitário
ch/kWh
1.284
1.266
1.244
1.221
1.200
1.211
1.247
1.224
1.239
1.225
1.277
1.282
Jan
Desvios do programa final
no sistema eléctrico espanhol
Volume
económico
Me
Ago
Set
Out
Nov
Custo da energia utilizada na operação técnica do sistema em Espanha
Volume
económico
Me
Energia
GWh
08
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Total
09
Custo
Total
Me
Preço
médio unitário
ch/kWh
Preço
médio a subir
ch/kWh
Preço
médio a baixar
ch/kWh
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
734
695
912
820
731
825
795
825
797
804
960
1.213
1.242
915
983
831
932
891
1.184
1.006
1.200
1.616
1.421
1.513
49,9
41,8
51,6
42,3
43,9
59,0
49,5
51,3
58,0
55,9
66,5
76,4
66,0
33,1
35,1
27,4
29,8
32,4
61,9
38,6
36,8
46,2
39,5
53,0
15,5
13,3
15,4
11,2
9,1
21,3
14,1
15,7
14,8
14,3
15,5
18,7
25,6
13,9
13,5
9,9
12,6
12,7
33,1
8,4
15,0
24,5
22,4
27,9
0,004
0,018
0,006
0,002
0,003
0,005
0,011
0,013
0,012
0,001
0,005
0,020
0,012
0,011
0,016
0,007
0,004
0,008
0,015
0,015
0,025
0,050
0,027
0,044
8,897
8,445
7,361
6,561
6,788
8,853
8,425
8,534
9,096
8,522
8,155
7,325
7,233
5,624
5,410
4,830
4,849
5,163
8,434
4,383
5,067
6,058
4,784
5,224
4,661
4,859
3,996
3,846
4,065
3,997
4,998
4,927
5,372
4,843
4,737
4,153
3,126
2,613
2,590
2,505
2,245
2,314
2,516
2,740
2,461
2,291
1,705
1,561
10.110
13.733
646,2
499,9
178,9
219,9
0,008
0,020
7,983
5,664
4,577
2,335
47
Pagamento por capacidade no
A Ordem Ministerial ITC/2794/2007, pela
qual se reviam as tarifas eléctricas, modificou
o mecanismo de garantia de potência,
vigente desde 1999, substituindo-o pelos
pagamentos por capacidade composto por
dois tipos de serviço: o serviço de
disponibilidade e o incentivo ao
investimento a longo prazo.
financiamento dos pagamentos por capacidade,
sendo obrigados ao pagamento, a partir de 1 de
Janeiro de 2008, unicamente os
comercializadores e consumidores directos pela
energia que adquiram, através das diferentes
modalidades de contratação e destinada ao
consumo interno espanhol. A partir de 1 de
Julho de 2009, os comercializadores de último
recurso participam no mercado de produção
sendo obrigados ao pagamento por capacidade
como o resto dos comercializadores.
A Ordem Ministerial ITC/3860/2007, de
28 de Dezembro, desenvolveu o
O pagamento por capacidade
correspondente ao ano 2009 foi de
Pagamento pela capacidade no sistema eléctrico espanhol
Volume
económico
Me
Mercado livre
C.U.R.
08
09
08
09
08
09
08
09
Dez
26,4
26,1
17,5
17,9
18,1
25,0
43,4
18,1
28,2
26,0
24,2
34,8
34,6
33,4
21,9
19,5
21,7
34,9
84,5
28,2
44,5
40,6
43,1
75,0
0,106
0,108
0,072
0,077
0,080
0,110
0,175
0,079
0,126
0,115
0,102
0,139
0,136
0,153
0,100
0,095
0,103
0,158
0,347
0,123
0,202
0,185
0,195
0,310
0,355
0,353
0,231
0,225
0,227
0,305
0,363
0,165
0,235
0,214
0,219
0,327
0,313
0,318
0,198
0,189
0,182
0,275
0,346
0,119
0,199
0,194
0,193
0,309
-
0,382
0,140
0,226
0,208
0,225
0,336
Total
305,7
481,8
0,108
0,179
0,265
0,236
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Energia contratada em Espanha
Volume económico em Espanha
GWh
Me
Anos 08 y 09
240.000
Anos 08 y 09
16.000
210.000
14.000
180.000
12.000
150.000
10.000
120.000
8.000
90.000
6.000
60.000
4.000
30.000
2.000
0
0
M. Diário
2008
48
Custo médio unitario ch/kWh
Conjunto do mercado
R. Técnicas
2009
M. Intradiário
Processos OS
M. Diário
2008
R. Técnicas
2009
M. Intradiário
Processos OS
Banda
P. capacidade
481,8 Me o que pressupôs um
incremento superior aos 57%
relativamente ao ano anterior e um
pagamento unitário médio para o
conjunto do mercado de 0,179 ce/kWh.
3.6. Preço horário final
no sistema eléctrico
espanhol
Denomina-se preço horário final, o valor
médio da energia vendida ou comprada
num período de tempo, seja pelo
sistema, por um agente ou por um grupo
deles. A Comissão Nacional de Energia é a
responsável pela publicação dos preços
horários finais médios. Mensalmente
publicam-se, entre outros, os preços finais
das comercializadoras de último recurso,
mercado livre, procura nacional e conjunto
de unidades de aquisição.
No preço final publicado incluem-se os
seus diferentes componentes: mercado
diário, intradiário, restrições, processos
de operação técnica e pagamento
por capacidade.
Evolução do preço horario final e energia no sistema eléctrico espanhol
ce/kWh
Anos 08 a mar 2010
18
GWh
900
16
800
14
700
12
600
10
500
8
400
6
300
4
200
2
100
0
0
jan 08
Preço máxima
abr 08
jul 08
Preço média
out 08
Preço mínimo
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Energia
49
4,0 ce/kWh, sem que a estacionariedade
tenha tido qualquer influência.
3.6.1. Preço horário final, energia
e contratação no sistema
eléctrico espanhol
O preço horário final médio da procura
nacional foi de 4,26 ce/kWh, o que representa
uma descida de 38,8 % relativamente ao
ano anterior, e um 4,6 % em energia.
Os preços finais do ano 2009, tanto os
mensais como o anual têm duas
características muito significativas:
assistiram a uma descida à volta dos
40 % relativamente ao ano anterior e
tiveram uma estabilidade muito
acentuada ao longo do ano. Como se
pode observar nos gráficos e tabelas
seguintes, o preço mensal a partir do
mês de Março esteve na ordem dos
O preço horário final médio do conjunto
das distribuidoras (primeiro semestre) e
das comercializadoras de último recurso
(segundo semestre) foi de 4,10 ce/kWh,
o que representa uma descida de 39,8 %
relativamente ao ano anterior.
Energia com preço horário final em Espanha
Preço ponderada no horário final em Espanha
Anos 08 y 09
ce/kWh
8
Anos 08 y 09
GWh
25.000
7
20.000
6
5
15.000
4
10.000
3
2
5.000
1
0
0
jan
fev
mar
2008
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
média
fev
mar
2008
Anos 08 y 09
ce/kWh
8
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
média
2009
Componentes do preço horário final para retalhistas
e consumidores diretos em espanha
Preço horário final de distribuição e CUR em Espanha (*)
Anos 08 y 09
ce/kWh
8
7
7
6
6
5
5
4
4
3
3
2
2
1
1
0
0
jan
fev
2008
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
2009
(*) A partir de julho de 2009 corresponde ao comercialiçador de último recurso
50
jan
2009
média
jan
fev
2008
mar
abr
mai
2009
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
média
O preço horário final médio do mercado
livre foi de 4,24 ce/kWh, o que pressupõe
uma redução de 41,0 % relativamente ao
ano anterior.
3.6.2. Componentes do
preço horário final no sistema
eléctrico espanhol
A análise dos componentes do preço
horário final do ano 2009 que se exibe a
seguir determinou-se para a procura
nacional, para os comercializadores de
último recurso e para o resto dos
comercializadores e consumidores diretos.
Procura nacional
Os componentes do preço horário médio
final para o conjunto da procura nacional
exibem-se na tabela em anexo.
O preço do
mercado diário
que representa
aproximadamente
89,3% do
preço final.
cerca de 6,2 % do preço final,
respectivamente.
Como média, o preço final inclui:
• O preço do mercado intradiário
que representa -0,02% do preço final.
• O preço do mercado diário que
representa aproximadamente 89,3 %
do preço final.
• O pagamento por capacidade
que pressupõe, em média, 4,5% do
preço final.
• O custo derivado da solução de
restrições técnicas da banda de
regulação e dos processos de
operação técnica que pressupõem
Componentes do preço horário final
Mercado
diário
ch/kWh
Restrições
técnicas
ch/kWh
Banda de
regulação
ch/kWh
Mercado
Intradiário
ch/kWh
Operação
técnica
ch/kWh
Pagamento
pela capacidade
ch/kWh
Total
ch/kWh
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
08
09
Dez
7,211
7,026
6,023
5,695
5,707
5,963
6,950
7,131
7,437
7,125
6,829
5,917
5,165
4,203
3,898
3,781
3,754
3,748
3,518
3,537
3,667
3,649
3,388
3,241
0,096
0,101
0,108
0,242
0,112
0,276
0,148
0,179
0,147
0,232
0,207
0,161
0,215
0,250
0,168
0,140
0,135
0,090
0,318
0,104
0,120
0,163
0,214
0,262
0,129
0,126
0,108
0,054
0,055
0,062
0,062
0,085
0,075
0,076
0,064
0,074
0,074
0,110
0,062
0,049
0,046
0,041
0,031
0,041
0,037
0,041
0,065
0,072
0,001
0,001
0,001
0,001
0,000
0,000
0,000
0,000
0,001
-0,002
-0,002
-0,001
-0,001
-0,002
-0,001
-0,001
-0,002
-0,002
0,000
-0,001
-0,002
-0,005
-0,004
-0,003
0,008
0,017
0,020
0,006
0,007
0,009
0,015
0,015
0,017
0,005
0,008
0,028
0,004
0,018
0,023
0,017
0,018
0,015
0,020
0,020
0,035
0,066
0,048
0,066
0,108
0,115
0,079
0,075
0,077
0,113
0,176
0,062
0,109
0,106
0,100
0,142
0,147
0,161
0,110
0,102
0,111
0,170
0,374
0,132
0,216
0,199
0,212
0,332
7,553
7,386
6,339
6,073
5,958
6,423
7,351
7,472
7,786
7,542
7,206
6,321
5,604
4,740
4,260
4,088
4,062
4,062
4,261
3,833
4,073
4,113
3,923
3,970
Média
6,589
3,806
0,166
0,184
0,081
0,056
0,000
-0,002
0,016
0,029
0,113
0,191
6,965
4,265
jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
51
Mercado livre
restrições técnicas da banda de
respectivamente.
Comercializadores de
último recurso
Os componentes do preço horário
final médio para o conjunto dos
comercializadores de último recurso,
que se exibem na tabela em anexo,
incluem os distribuidores para o
primeiro semestre do ano e os
comercializadores de último recurso
para o segundo.
• O preço do mercado intradiário que
representa 0,01 % do preço final.
que pressupõe, em média, 2,6 % do
preço final.
representa aproximadamente 87,9 % do
preço final.
Componentes do preço horário final CUR (*)
Ano 2009
Mercado
diário
ch/kWh
Restrições
técnicas
ch/kWh
Banda de
regulação
ch/kWh
Dez
5,208
4,238
3,917
3,787
3,766
3,761
3,538
3,556
3,707
3,682
3,479
3,358
0,212
0,252
0,169
0,139
0,134
0,090
0,320
0,106
0,124
0,168
0,225
0,267
Média
3,909
0,187
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
representa aproximadamente 90,9 %
do preço final.
O preço final discriminado, indicado no
gráfico em anexo, corresponde ao preço
final dos comercializadores, à excepção
dos comercializadores de último recurso, e
consumidores directos.
Mercado
intradiário
ch/kWh
Operação
técnica
ch/kWh
(*) Pagamento
pela capacidade
ch/kWh
0,074
0,110
0,062
0,049
0,046
0,041
0,031
0,041
0,037
0,041
0,065
0,072
0,001
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,001
0,000
0,000
0,000
0,000
0,001
ch/kWh
0,027
0,024
0,027
0,019
0,020
0,016
0,020
0,020
0,037
0,073
0,055
0,067
0,382
0,140
0,226
0,208
0,225
0,336
5,521
4,624
4,175
3,995
3,966
3,908
4,292
3,864
4,131
4,171
4,050
4,101
0,058
0,000
0,032
0,113
4,300
Banda de
regulação
ch/kWh
Mercado
intradiário
ch/kWh
Operação
técnica
ch/kWh
(*) Pagamento
pela capacidade
ch/kWh
Total
ch/kWh
Total
(*) Até junho de 2009, correspondem à distribuição PHF
Componentes do preço horário final
para retalhistas e consumidores directos
Ano 2009
Mercado
diário
ch/kWh
Restrições
técnicas
Dez
5,117
4,165
3,882
3,775
3,746
3,739
3,505
3,524
3,644
3,631
3,342
3,169
0,223
0,250
0,167
0,141
0,135
0,090
0,317
0,103
0,118
0,161
0,209
0,260
0,074
0,110
0,062
0,049
0,046
0,041
0,031
0,041
0,037
0,041
0,065
0,072
-0,002
-0,005
-0,002
-0,003
-0,004
-0,003
-0,001
-0,001
-0,003
-0,007
-0,005
-0,005
-0,006
0,015
0,013
0,016
0,017
0,015
0,020
0,020
0,034
0,062
0,044
0,066
0,338
0,340
0,218
0,199
0,192
0,291
0,369
0,127
0,210
0,194
0,205
0,330
5,744
4,875
4,339
4,177
4,132
4,172
4,242
3,813
4,040
4,082
3,859
3,891
Média
3,727
0,182
0,054
-0,003
0,028
0,250
4,239
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
52
ch/kWh
restrições técnicas, da banda de
respectivamente.
• O preço do mercado intradiário que
representa -0,1% do preço final.
que pressupõe, em média, 5,9 % do
preço final.
3.7. Intercâmbios
internacionais de
electricidade
Os intercâmbios internacionais de
electricidade regulam-se pela Ordem
Ministerial ITC/4112/2005, de 30 de
Dezembro, pela qual se estabelece o
regime aplicável para a realização de
intercâmbios intracomunitários e
internacionais de energia eléctrica e pela
Ordem Ministerial ITC/843/2007 de
28 de Março.
3.7.1. O comércio internacional
no mercado espanhol de
electricidade na actualidade
É necessário analisar a situação do
comércio internacional de electricidade
fronteira a fronteira, visto que os
mecanismos que se utilizam para a
gestão dos intercâmbios com França,
Portugal, Marrocos e Andorra são
diferentes e produzem resultados
também distintos.
53
Intercâmbios através da
interligação franco-espanhola
No caso da fronteira franco-espanhola,
a sua capacidade comercial
disponível com o resto da Europa
situa-se em média no ano 2009 em
900 MW no sentido importador e em
500 MW no sentido exportador. Se se
comparar com o pico da procura
máxima do sistema espanhol, de
45.450 MW em 17 de Dezembro de
2007 às 18:53 horas, esta capacidade
de importação é muito escassa, à volta
dos 2 %, e a de exportação ainda mais,
ao redor dos 1,1%.
No entanto, num futuro cada vez mais
próximo, parece que aumentarão as
capacidades comerciais e a sua
correcta utilização contribuirá, não só
para aumentar a segurança do
abastecimento em França, Espanha e
Portugal, mas também para melhorar a
convergência de preços da energia
eléctrica entre Espanha e França
(especialmente entre os preços na
Península Ibérica e os preços na
Europa). Deste modo, é da máxima
urgência pôr em prática
procedimentos e mecanismos que
assegurem que a qualquer hora em
que a capacidade comercial seja
suficiente, os preços sejam os mesmos
para ambos os lados da interligação e
que, em caso de serem diferentes,
assegurem a plena utilização da
capacidade comercial disponível num
sentido economicamente eficiente.
Durante o ano 2009 continuaram em
curso nesta interligação os leilões
explícitos de direitos de opção para
utilizar a capacidade de interligação
nos dois sentidos, França para
Espanha e Espanha para França,
incluindo também dois leilões
intradiários, o que pressupõe
a aplicação da primeira das fases
previstas na Ordem Ministerial
ITC/4112/2005, mencionada
anteriormente. O resultado
da aplicação parcial desta regulação
nem sempre foi coerente com os
preços relativos a Espanha e França
no mercado diário, que é o
mercado relevante.
O facto de os intercâmbios finais de
energia em tempo real se terem
desenvolvido durante o ano 2009
com normalidade, de acordo com os
sinais de preço existentes em
Espanha e França, não altera a
distorção que ocorre nos preços do
mercado diário que, como já se
Capacidade de intercâmbio com França e energia vinculada ao mercado + bilateral
MWh
Anos 08 a mar 2010
1.000
500
0
-500
-1.000
-1.500
jan 08
abr 08
jul 08
Capacidade de importação não ocupada
54
out 08
Importação
jan 09
abr 09
Capacidade de exportação não ocupada
jul 09
Exportação
out 09
jan 2010
assinalou, são os mais relevantes para
efeitos do mercado de produção.
É urgente avançar com a
implementação do projecto de
acoplamento de preços entre Regiões
Europeias, para solucionar de uma
forma definitiva os intercâmbios de
energia eléctrica entre Espanha e
França, respondendo aos sinais de
preço existentes nos mercados diários
e progredindo na integração do
Mercado Ibérico no conjunto do
mercado europeu.
Exportação para a França
GWh
Anos 08 a mar 2010
600
500
400
300
200
100
0
jan 08
abr 08
Mercado organizado
jul 08
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Contrato bilateral
Importação de França
GWh
Anos 08 a mar 2010
800
700
600
500
400
300
200
100
0
jan 08
Contrato REE-EDF
abr 08
jul 08
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Mercado
55
Intercâmbios através da
interligação luso-espanhola
No caso da fronteira luso-espanhola, a
capacidade comercial disponível
situa-se em 2009 numa média de
1.200 MW no sentido importador e
de 1.200 MW no sentido exportador.
Se se comparar com o pico da procura
máxima do sistema português, de
9.217 MW, esta capacidade de
importação é razoavelmente alta, à volta
dos 13 %, sendo também a de
exportação na ordem dos 13 %.
Desde a implementação dos mercados
diários e intradiários Ibéricos em Julho
de 2007, com um processo de
formação de preços por separação de
mercados no caso de se esgotar a
capacidade comercial disponível, o
funcionamento dos mercados diário e
intradiário foi plenamente satisfatório,
proporcionando os indícios de preço ao
investimento que tiveram como
consequência que em 2009
unicamente em 24,8 % das horas os
preços tenham sido diferentes em
Espanha e Portugal, enquanto nos
Capacidade de intercâmbio com Portugal e energia vinculada ao mercado + bilateral
MWh
Anos 08 a mar 2010
2.000
1.600
1.200
800
400
0
-400
-800
-1.200
-1.600
-2.000
jan 08
abr 08
jul 08
out 08
Importação
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Exportação
Exportação para Portugal
GWh
Anos 08 a mar 2010
1.200
1.000
800
600
400
200
0
jan 08
abr 08
Mercado organizado
56
jul 08
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
primeiros seis meses de funcionamento
do processo de separação de mercados
foram diferentes em 80,6 % das horas e
em 2008 foram em 61,7 % das horas.
Em julho de 2009 realizou-se o
primeiro leilão financeiro das os
contratos de diferenças de preço entre
os preços do mercado diário em
Espanha e Portugal, proporcionando a
ferramenta de cobertura de risco a
prazo que faltava para os agentes
poderem realizar o SWAPS de energia
que for do seu interesse entre
produções e consumidores localizados
em Espanha e Portugal. Com a
inclusão desta ferramenta de cobertura
de risco, a gestão da interligação
luso-espanhola constitui o melhor
exemplo de implementação prática do
modelo de futuro promovido pela
União Europeia.
Os resultados que se mostram nos
gráficos, nos quais se representa a energia
intercambiada em cada sentido pela
interconexão, são o reflexo de que as
energias se intercambiaram em todas as
horas entre Espanha e Portugal, de
acordo com os sinais de preço do
mercado reais e acessíveis por todos os
agentes de ambos os países.
Importação de Portugal
GWh
Anos 08 a mar 2010
400
350
300
250
200
150
100
50
0
jan 08
abr 08
jul 08
out 08
jan 09
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
Mercado organizado
57
Rendimento de congestionamento
da interligação luso-espanhola
Intercâmbios através da interligação
hispano-marroquina
O rendimento de congestionamento da
fronteira entre Espanha e Portugal, obtido
como resultado da aplicação da diferença
de preços à energia intercambiada, foi
muito inferior à do ano anterior, tanto no
cômputo anual, 11,03 Me e 82,9 %
inferior, como na comparação mensal.
A causa desta redução deve-se à
equiparação de preços em ambos os
países, juntamente a uma redução
dos mesmos.
No caso da fronteira hispano-marroquina, a
capacidade comercial situa-se para
exportação numa média de 900 MW para
2009 e para importação em 600 MW,
depois do início do segundo circuito
submarino entre Espanha e Marrocos. Esta
interligação conecta o sistema eléctrico
europeu com o sistema da COMELEC
(Organização de integração eléctrica do
norte de África) e teve um fluxo
fundamentalmente exportador durante
2009, juntamente com o aparecimento
esporádico de algumas importações
pequenas de electricidade desde
Marrocos a Espanha.
As exportações e importações através
desta interligação respondem ao
funcionamento do sector eléctrico nos
países da COMELEC e ao grau de
liberalização existente em cada
um deles.
Rendimento do congestionamento na interconexão luso-espanhola
Me
Anos 08 a mar 2010
12
%
80
70
10
60
8
50
40
6
30
4
20
2
10
0
0
jan 08
abr 08
Renta mercado diário
jul 08
jan 09
out 08
Renta mercado intradiário
abr 09
jul 09
out 09
jan 2010
% horas de separaçâo dos mercados no mercado diário
Capacidade de intercâmbio com Marrocos e energia vinculada ao mercado + bilateral
MWh
Anos 08 a mar 2010
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
jam 08
abr 08
jul 08
58
out 08
Importação
jan 09
abr 09
jul 09
Exportação
out 09
jan 2010
Intercâmbios através
da interligação
Espanha-Andorra
O funcionamento dos intercâmbios
através desta interligação responde a
contratos comerciais de venda de
energia por empresas
comercializadoras.
Balanço de importações e
exportações pelo conjunto das
interligações do sistema
eléctrico espanhol
Como foi já indicado, o funcionamento
dos intercâmbios de electricidade
por cada uma das interconexões
realiza-se de acordo com mecanismos
diferentes. Os valores adicionados, da
energia exportada e importada para o
conjunto de todas elas, e os seus
respectivos volumes económicos,
apresentam-se nos gráficos seguintes
nos quais se aprecia uma acentuada
descida das importações e um
aumento das exportações, relacionados
com a diminuição dos preços no
mercado espanhol.
Energia total de importação e exportação
Volume económico total de importação e exportação
GWh
Me
Anos 08 a mar 2010
1.800
Anos 08 a mar 2010
60,0
1.600
50,0
1.400
40,0
1.200
1.000
30,0
800
20,0
600
400
10,0
200
0
0,0
08
09
Importação
Exportação
2010
08
09
Importação
2010
Exportação
59
3.8. Resultados dos
leilões responsabilidade
de OMEL
Leilões CESUR
Durante o ano 2009 celebraram-se três
leilões CESUR (Leilões de Contratos de
Energia para a Comercialização de
Último Recurso), regulados pela Ordem
Ministerial ITC/400/2007, de 26
de Fevereiro.
O oitavo leilão CESUR realizou-se a 26
de Março de 2009. Este leilão foi o
último onde se leiloaram produtos
baseados em entregas de electricidade a
distribuidores. Nele ofereciam-se
simultaneamente um produto de carga
base trimestral (das 0 às 24 horas),
consistindo no abastecimento horário de
uma certa quantidade de energia em
cada uma das horas do segundo
trimestre de 2009, e um produto de
carga de ponta a três meses (produto de
ponta trimestral), consistindo no
fornecimento horário de uma certa
quantidade de energia em cada uma das
12 horas diárias, compreendidas entre
as 8:00 e as 20:00 CET, de todos os
dias do ano, exceptuando sábados,
domingos e feriados nacionais espanhóis,
60
não substituíveis, durante o segundo
trimestre de 2009.
No leilão participaram 30 entidades
vendedoras (produtores de regime
ordinário e de regime especial,
comercializadores e representantes de
agentes), espanholas e estrangeiras. A
quantidade total de energia leiloada foi
adjudicada a 21 agentes vendedores.
A partir do nono leilão CESUR em diante,
leiloaram-se produtos financeiros sem
entrega física, e os compradores foram os
cinco comercializadores de último recurso
designados no Real Decreto 485/2009,
de 3 de Abril. O preço de adjudicação
resultante destes leilões é o utilizado para
o estabelecimento da tarifa de último
recurso. Estes leilões são administrados
pela OMEL através da sua filial OMEL
Mercados Agência de Valores S.A.U.
O facto de os leilões não requererem
posterior entrega física facilita uma maior
participação, já que não é necessário ter a
condição de agente do mercado.
No nono leilão CESUR, que ocorreu a
25 de Junho de 2009, ofereceram-se dois
produtos por trimestre, produto carga base
e produto carga de ponta, para o terceiro
e quarto trimestres de 2009. O produto
de carga base a três meses consiste na
diferença entre o preço de adjudicação
do produto no leilão e o preço do
mercado diário administrado pelo OMEL,
durante todas as horas incluídas no
horizonte temporal leiloado. O produto
de carga de ponta a três meses consiste
na diferença entre o preço de
adjudicação do produto no leilão e o
preço do mercado diário administrado
pela OMEL para todas as horas
compreendidas entre as 8:00 e as
20:00 CET, de todos os dias do ano,
exceptuando sábados e domingos.
A quantidade total de energia leiloada
para o terceiro trimestre de 2009 foi
adjudicada na sua totalidade a 29
vendedores e a correspondente ao
quarto trimestre de 2009 foi adjudicada
na sua totalidade a 30 vendedores.
No décimo leilão CESUR, que se
celebrou a 15 de Dezembro de 2009,
ofereceram-se igualmente dois produtos
por trimestre, produto carga base e
produto carga de ponta, para o primeiro
e segundo trimestres de 2010.
A quantidade total de energia leiloada
para o primeiro trimestre de 2010 foi
adjudicada na sua totalidade a 25
vendedores e a leiloada para o segundo
trimestre de 2010 foi adjudicada na sua
totalidade a 27 vendedores.
Utilizou-se um procedimento de “leilão
descendente” no qual, se inicia com
uns determinados preços de saída
(diferentes em cada produto),
procedendo-se à sua redução progressiva
em sucessivas rondas, até chegar ao
equilíbrio entre oferta e procura em
cada produto.
As quantidades leiloadas e os preços de
adjudicação de cada um dos produtos
podem apreciar-se na seguinte tabela:
Resultados dos leilões
Leilõe
Periodo
Produto
Preço (e/MWh)
Quantidade (MWh)
7ª
1o trimestre 2009
Carga Base
Carga Punta
58,86
66,84
3.400
200
8ª
2do trimestre 2009
Carga Base
Carga Punta
36,58
38,22
2.400
450
9ª
3o trimestre 2009
Carga Base
Carga Punta
42,00
47,60
4.800
670
9ª
4to trimestre 2009
Carga Base
45,67
5.000
Carga Punta
51,31
670
10ª
1o trimestre 2010
Carga Base
Carga Punta
39,43
43,79
4.800
540
10ª
2do trimestre 2010
Carga Base
Carga Punta
40,49
44,52
4.800
600
Todos os leilões se desenvolveram por
meios telemáticos mediante o sistema
informático de leilões da OMEL.
61
Produto base - 9º e 10º leilões CESUR
e
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1
3
5
7
9
Preço contrato
Os resultados da liquidação dos
produtos financeiros leiloados
correspondentes ao terceiro e quarto
trimestres de 2009 e primeiro de
2010 podem observar-se nos
seguintes gráficos.
11
13
15
17
19
Preço média mercado
21
23
25
27
29
31
33
35
37
Semanas
25
27
29
31
33
35
37
Semanas
Diferença
Produto punta - 9ª e 10ª leilões CESUR
e
60
50
Leilões da diferença de preços
entre Espanha e Portugal
Os leilões de contratos por diferença
de preços entre o sistema eléctrico
português e o espanhol são regulados
pela Ordem Ministerial
ITC/4112/2005.
40
30
20
10
0
1
3
5
7
Preço contrato
9
11
13
15
Preço média mercado
O primeiro leilão realizou-se a 29 de
Junho de 2009. Nele leiloou-se o
«contrato forward de cobertura para
exportação de energia eléctrica de
Espanha para Portugal», com um
horizonte temporal semestral
correspondente ao segundo semestre
de 2009, sendo aplicável a todos os
períodos do horizonte temporal de
1 de Julho de 2009 a 31 de
Dezembro de 2009. A quantidade
oferecida para venda em leilão no
62
17
19
21
23
Diferença
sentido exportador de Espanha para
Portugal pelo Sistema Eléctrico Espanhol
foi de 100 contratos. Os adjudicatários
compradores pagam o resultado do leilão
e têm o direito de receber a diferença
entre o preço do sistema eléctrico
português e o preço do sistema eléctrico
espanhol, quando esta diferença é positiva,
ou a obrigação de pagá-la a diferença
entre o preço espanhol e o preço
português quando esta diferença é
positiva. Os vendedores recebem o
Os leilões
realizaram-se
através da internet
mediante o sistema
informático de
leilões da OMEL.
resultado do leilão e têm as obrigações de
pagamento e direito de cobrança opostos
aos vendedores
No leilão participaram entidades
espanholas e estrangeiras. A quantidade
total de contratos adjudicados foi de 100,
do produto semestral com um preço de
2,01 e/contrato.
No segundo leilão leiloou-se o «contrato
forward de cobertura para exportação de
energia eléctrica de Espanha para
Portugal», com dois horizontes temporais,
um horizonte temporal semestral
correspondente ao primeiro semestre de
2010, e um horizonte temporal anual
correspondente ao ano de 2010. A
quantidade oferecida para venda no
leilão, no sentido de exportação de
Espanha para Portugal, pelo Sistema
Eléctrico Espanhol, foi de 200 contratos
no horizonte temporal correspondente ao
primeiro semestre de 2010 e de 200
contratos no horizonte temporal anual
correspondente ao ano 2010.
Os leilões realizaram-se através da
internet mediante o sistema informático
de leilões da OMEL, utilizando um
procedimento de cassação de ofertas
“de tipo envelope fechado”.
Os resultados dos produtos financeiros
leiloados desde Julho de 2009 podem
observar-se no seguinte gráfico.
Evolução da diferença de preço de adjudicação e dos preços
entre Espanha e Portugal (pmh port-pmhesp).leilão de interconexão
e
4
3
2
1
0
-1
A quantidade total de contratos
adjudicados no horizonte anual foi de
200, num preço de 0,46 e/contrato. A
quantidade total de contratos adjudicados
no horizonte semestral foi de 200, num
preço de 0,49 e/contrato.
-2
-3
jul 09
ago 09
sep 09
oct 09
nov 09
dic 09
ene 10
PMHpor-PMHesp
Preço Contrato 2010S1
Preço Contrato 2010A1
PMHesp: Preço médio horário Espanhol. PMHpor: Preço médio horário português.
feb 10
mar 10
Preço Contrato 2009S2
63
4
Síntese das
alterações legislativas
Do ponto de vista legislativo, o ano 2009 foi um exercício de grande
desenvolvimento e consolidação das políticas energéticas, tanto no âmbito
europeu, com a publicação do terceiro pacote legislativo, como também
no âmbito nacional e do Mercado Ibérico de Electricidade, onde se
desenvolveram e implementaram medidas centradas tanto na regulação
básica do sector eléctrico como especificamente no mercado de produção.
4.1. Legislação europeia
A novidade mais proeminente no
âmbito da legislação europeia do sector
energético foi a aprovação das disposições
englobadas dentro da denominação
genérica de “Terceiro Pacote Energético”.
O denominado “Terceiro Pacote”
é constituído pelas seguintes
disposições:
• Directiva 2009/72/CE do Parlamento
Europeu e do Conselho, de 13 de
Julho de 2009 , que estabelece regras
comuns para o mercado interno da
electricidade e que revoga a Directiva
2003/54/CE.
• Directiva 2009/73/CE do Parlamento
Europeu e do Conselho, de 13 de Julho
de 2009 , que estabelece regras
comuns para o mercado interno do
gás natural e que revoga a Directiva
2003/55/CE.
64
• Regulamento (CE) n.º 713/2009 do
Parlamento Europeu e do Conselho, de
13 de Julho de 2009, que institui a
Agência de Cooperação dos Reguladores
da Energia.
13 de Julho de 2009 , relativo às
condições de acesso à rede para o
comércio transfronteiriço de
electricidade e que revoga o
Regulamento (CE) n.º 1228/2003.
13 de Julho de 2009 , relativo às
condições de acesso às redes de
transporte de gás natural e que revoga
o Regulamento (CE) n.º 1775/2005.
65
4. Síntese das alterações legislativas
No âmbito das medidas fundamentais
do Terceiro Pacote Energético, e no
que se refere especificamente ao
sector eléctrico, podemos destacar:
• Novo tratamento outorgado à
separação efectiva da actividade do
transporte, mediante a possibilidade de
utilizar diferentes modelos de gestão:
desde o preferido pela Comissão
(Modelo TSO), até aos introduzidos para
aqueles países nos quais o sistema de
transporte ainda se encontra reunido
em grupos empresariais verticalmente
integrados. (Modelos ISO e ITO).
• Criação da Agência de Cooperação de
Reguladores de Energia (ACER), a fim
de obter uma maior cooperação e
coordenação entre os organismos
reguladores nacionais.
• Promoção da cooperação entre os
operadores do sistema mediante o
estabelecimento da Rede Europeia de
Operadores de Redes de Transporte
(ENTSO-E), a fim de procurar a
coordenação de todos os operadores
das redes de transporte e a atribuição
de competências à referida Rede, tanto
consultivas como promotoras de novas
medidas, entre elas o desenvolvimento
de códigos europeus de rede.
• Reforço da independência e poderes
dos reguladores nacionais, com o
reconhecimento de novas funções
e potestades.
• Impulsionamento de medidas de
fomento para uma maior transparência.
• Fomento de medidas de protecção ao
consumidor principalmente através do
reforço dos direitos do consumidor
(acesso às informações sobre ofertas,
consumo e possibilidades de mudança
de comercializador mais eficazes, etc.)
4.2. Legislação espanhola
4.2.1. Comercialização de
último recurso
O Real Decreto 485/2009, de 3 de
Abril, pelo qual se regula o início da
comercialização de último recurso no
sector da energia eléctrica, introduz um
novo modelo, no qual a actividade de
comercialização a tarifa deixa de fazer
parte da actividade de distribuição, tal
como exige a Directiva 2003/54/CE,
passando a ser exercido na sua totalidade
pelos comercializadores a operar no
mercado liberalizado, sendo o consumidor
de electricidade quem escolhe
livremente o seu comercializador. Deste
modo, estabelece a obrigação de criar as
tarifas de último recurso, que são preços
máximos estabelecidos pela Administração
para determinados consumidores, para os
quais se postula o fornecimento eléctrico
como serviço universal e se determinam
as empresas comercializadoras que
devem assumir a obrigação de
fornecimento de último recurso.
A particularidade dos comercializadores de
último recurso consiste na obrigação
adicional estabelecida para determinados
comercializadores de realizar a
66
comercialização aos consumidores com
direito a tarifa de último recurso. Para isso,
esta actividade opera em regime de livre
concorrência, podendo adquirir e vender a
energia directamente no mercado diário e
intradiário, no mercado a prazo, a produtores
tanto do regime ordinário como do regime
especial e a outros comercializadores,
devendo levar a cabo esta actividade com
separação económica e contabilística,
diferenciada da actividade de
comercialização no mercado liberalizado.
22 de Junho, pela qual se estabelece o
mecanismo de transferência de clientes
do mercado com tarifa regulada para a
comercialização de último recurso de
energia eléctrica e o procedimento de
cálculo e estrutura das tarifas de último
recurso de energia eléctrica, como
desenvolvimento do Real Decreto
485/2009, anteriormente mencionado,
estabelece a estrutura das tarifas de último
recurso aplicáveis aos consumidores de
baixa tensão com potência contratada até
10 kW, e suas respectivas tarifas de acesso,
fixando deste modo o procedimento de
cálculo do custo de produção de energia
eléctrica que incluirão as tarifas de último
recurso e os custos de comercialização
que correspondem a cada uma delas.
4.2.2. Operador Logístico de
Mudanças de Comercializador
Junho, pelo qual se regula o Operador
Logístico de Mudança de Comercializador,
designa o Operador como a entidade
sobre a qual recai a responsabilidade da
supervisão das mudanças de
comercializador, em conformidade com os
princípios de transparência, objectividade
e independência, atribuindo à Comissão
Nacional de Energia a sua fiscalização.
4.2.3. Deficit Tarifário e
Abono Social
O Real Decreto-lei 6/2009, de 30 de
Abril, pelo qual se adoptam determinadas
medidas no sector energético e se aprova
o abono social, introduz, entre outras
disposições, uma fórmula estruturada de
financiamento do deficit tarifário, e o
próprio regime jurídico do deficit, e por
sua vez regula o início de um abono
social. Deste modo, estabelece
mecanismos relativos ao sistema
retributivo das instalações do regime
especial, mediante a criação de um
registo de pré-atribuição de retribuição.
aplicável para a realização de
internacionais de energia eléctrica, regula,
através de um procedimento de leilões, a
criação de instrumentos financeiros de
cobertura de risco de preços. Em
continuidade à Ordem Ministerial,
aprovaram-se as Resoluções da Secretaria
de Estado de Energia de 16 de Junho de
2009 e de 27 de Novembro de 2009
que determinam, entre outras disposições,
as regras dos referidos leilões.
4.2.4. Tarifas de Acesso e Tarifas
26 de Junho, procede à revisão das tarifas
de acesso a partir de 1 de Julho de 2009
e às tarifas e prémios de determinadas
instalações de regime especial; e a Ordem
Dezembro, estabelece a revisão das tarifas
de acesso a partir de 1 de Janeiro de
2010 e tarifas e prémios das instalações
do regime especial.
4.2.5. Tratamento de intercâmbios
internacionais de energia
A Resolução de 28 de Maio de 2009, da
Secretaria de Estado da Energia, pela qual
se aprova o procedimento de operação
do sistema 4.1. e se autoriza a aplicação
das Regras conjuntas de atribuição de
capacidade para a interligação
França-Espanha (Regras IFE) versão 3.0.,
tem como objectivo desenvolver o
mecanismo de resolução dos
congestionamentos na interligação
franco-espanhola mediante o sistema de
leilões explícitos coordenados (Fase I),
estabelecido no Anexo I da Ordem
Dezembro, pela qual se estabelece o
regime aplicável para a realização de
internacionais de energia eléctrica.
A Ordem Ministerial ITC/1549/2009,
de 10 de Junho, pela qual se actualiza o
anexo III da Ordem Ministerial
ITC/4112/2005, de 30 de Dezembro,
pela qual se estabelece o regime
O ponto 2.5 do anexo III da citada
Ordem Ministerial ITC/1549/2009
atribuiu ao Operador do Mercado
Ibérico de Energia - Pólo Espanhol,
directamente ou através de uma filial, a
organização e gestão dos leilões de
contratos de diferença de preços entre o
sistema eléctrico espanhol e português.
Como consequência desta atribuição, a
OMEL Mercados, sociedade do grupo
OMEL, realizou os leilões de contratos de
diferença de preços, entre o sistema
eléctrico espanhol e português,
correspondentes a Junho e Dezembro
de 2009.
4.2.6. Regime de Financiamento
do Operador do mercado
A partir de 1 de Julho de 2009 e em
conformidade com o disposto na Ordem
Junho, pela qual se estabelece o
mecanismo de transferência de clientes
do mercado a tarifa para a
comercialização de último recurso de
energia eléctrica e o procedimento de
cálculo e estrutura das tarifas de último
recurso de energia eléctrica; o OMEL
iniciou o seu financiamento através dos
preços que pagam os produtores, tanto
do regime ordinário como do regime
especial, que actuem no âmbito do
Mercado Ibérico de Electricidade
(por cada uma das instalações de
potência instalada superior a 1MW,
uma quantidade mensal fixa de
15 Euros/MW de potência disponível,
à qual se aplicam se for o caso os
OMEL Mercados,
sociedade do
grupo OMEL,
realizou os leilões
de contratos de
diferença de preços,
entre o sistema
eléctrico espanhol
e português.
67
4. Síntese das alterações legislativas
O Operador
do Mercado
Ibérico (OMI)
estruturar-se-á em
duas sociedades
detentoras de
acções, com
sedes em Espanha
e Portugal.
19 uma simplificação ao regime de
configuração e actuação dos
comercializadores e consumidores
directos no mercado, eliminando os
regimes de autorização para o exercício
das actividades de comercialização no
âmbito da Lei 54/1997, de 27 de
Novembro, do Sector Eléctrico, e a
obrigação de inscrição no Registo para
os comercializadores e consumidores
directos no mercado de electricidade.
Esta disposição foi desenvolvida pelo
Real Decreto 198/2010, de 26 de
Fevereiro, pelo qual se adaptam
determinadas disposições relativas ao
sector eléctrico ao disposto na Lei
25/2009, de modificação de diversas
leis para a sua adaptação à lei sobre o
livre acesso às actividades de serviços e
seu exercício.
4.2.8. Procedimento de
resolução das restrições por
garantia de fornecimento
respectivos coeficientes redutores). A
diferença, positiva ou negativa, que se
produza entre a quantia resultante da
liquidação via sujeitos produtores, e a
que se estabeleça anualmente pelo
Ministério da Indústria, Turismo e
Comércio, terá a consideração de ganho
ou custo liquidável e será incluída no
processo de liquidações da Comissão
Nacional de Energia.
4.2.7. Regime dos
Comercializadores e
Consumidores Directos
A Lei 25/2009, de 22 de Dezembro, de
alteração de diversas leis para a sua
adaptação à Lei sobre o acesso livre às
actividades de serviços e o seu exercício,
mais conhecido como “Lei Omnibus”, no
seu Título III (Serviços Energéticos)
introduz através dos artigos 17, 18 e
68
Fevereiro, pelo qual se estabelece o
procedimento de resolução de
restrições por garantia de fornecimento
e se modifica o Real Decreto
2019/1997, de 26 de Dezembro, pelo
qual se organiza e regula o mercado de
produção de energia eléctrica, aprova o
procedimento de resolução das restrições
por garantia de fornecimento que,
basicamente, consiste em realizar
modificações necessárias a fim de cumprir
os critérios de segurança de fornecimento,
com o menor impacto económico e meio
ambiental possível, e respeitando as
limitações que sejam necessárias
estabelecer por segurança do sistema.
Do mesmo modo, estabelece a aplicação
de um mecanismo posterior para a
redução dos valores programados, que se
aplicará sobre as instalações térmicas de
produção emissoras de CO2, seguindo
uma ordem de importância decrescente
dos níveis de emissão de CO2 das
distintas instalações e respeitando as
limitações do programa que sejam
necessárias estabelecer por segurança do
sistema eléctrico. Para a sua aplicação a
Comissão Nacional de Energia fiscalizará
os valores de emissão de cada uma das
instalações térmicas de produção, como
passo prévio à utilização destes valores por
parte do operador do sistema.
Com o objectivo de detectar a existência
de indícios de práticas restritivas da
concorrência, a Comissão Nacional de
Energia poderá solicitar informação sobre
as ofertas apresentadas no mercado diário
pelas centrais que utilizam carvão
autóctone como combustível, assim
como aquelas outras instalações
térmicas de produção emissoras de
CO2 que possam participar no processo
de redução de programas, posterior à
resolução de restrições por garantia
de fornecimento.
4.2.9. Leilões CESUR
O artigo 6 da Ordem Ministerial
ITC/400/2007, de 26 de Fevereiro
pela qual se regulam os contratos
bilaterais que assinem as empresas
distribuidoras para a comercialização a
tarifa no território peninsular, segundo
redacção dada pela Ordem Ministerial
ITC/1659/2009 de 22 de Junho,
designou o Operador do Mercado
Ibérico de Energia, Pólo Espanhol, S.A.,
directamente ou através de uma filial,
como entidade responsável para a
organização e gestão dos leilões CESUR.
Neste sentido, o OMEL organizou o
leilão CESUR celebrado em Março de
2009, tendo realizado também as três
anteriores por designação da CNE, e o
OMEL Mercados, Agência de Valores,
S. A. U. como filial da OMEL, as
correspondentes a Junho e Dezembro
de 2009.
celebração dos leilões CESUR em
Março, Junho e Dezembro de 2009.
4.2.10. Leilões de gás
2 de Abril, pela qual se regulam os
leilões para a aquisição de gás natural
que se utilizarão como referência para a
fixação da tarifa de último recurso,
designa na sua primeira disposição
adicional à sociedade Operador do
Mercado Ibérico de Energia - Pólo
Espanhol, S. A. (OMEL) através da sua filial
OMEL Diversificação, S.A.U. como
entidade responsável por organizar os
seguintes leilões, para a aquisição de gás
natural para o fornecimento aos
consumidores abrangidos pela tarifa de
último recurso, os leilões para a aquisição
de gás natural destinado à operação e ao
nível mínimo de quantidade das
instalações de transporte, regaseificação
e armazenamento subterrâneo de gás e
os leilões de atribuição da capacidade
dos armazenamentos subterrâneos de
gás natural.
4.3. Legislação MIBEL
A configuração de cada leilão realiza-se
através das correspondentes resoluções
da Secretaria de Estado da Energia pela
qual se estabelecem as características, e
se aprovam as regras e o contrato tipo
correspondente a cada leilão e o
seu custo.
A 1 de Outubro de 2004 na cimeira de
Santiago de Compostela, deu-se um
significativo impulso ao arranque do
MIBEL com a assinatura do Convénio
Internacional entre Espanha e Portugal
para a constituição de um Mercado
Ibérico de energia eléctrica.
A partir do leilão celebrado em Junho
de 2009 o produto é de carácter
financeiro, sem entrega física e é
liquidado em função da diferença de
preços entre o preço resultante do
leilão e o preço médio do mercado
diário de electricidade.
O Conselho de Ministros aprovou, com
data de 8 de Novembro de 2007, a
modificação do referido Convénio com
o objectivo de adaptá-lo ao Acordo
auferido a 8 de Março de 2007, entre os
Ministros da Indústria, do Turismo e do
Comércio de Espanha, e da Economia e
Inovação de Portugal.
Em conformidade com o anterior,
aprovaram-se as correspondentes
resoluções por parte da Secretaria de
Estado da Energia que deram lugar à
concernente à constituição de um
mercado ibérico da energia eléctrica
entre o Reino de Espanha e a República
Portuguesa de 1 de Outubro de 2004,
realizado em Braga a 18 de Janeiro
de 2008.
Nesta modificação estabelece-se, entre
outras disposições, que o Operador do
Mercado Ibérico (OMI) estruturar-se-á em
duas sociedades detentoras de acções,
com sedes em Espanha e Portugal
respectivamente, e será constituído por
duas sociedades gestoras de mercado,
uma com sede em Espanha, OMI - Pólo
Espanhol (OMIE) que será a sociedade
gestora do mercado diário e outra com
sede em Portugal, OMI - Pólo Português
(OMIP) que actuará como sociedade
gestora do mercado a prazo. Ambas as
sociedades gestoras terão por sua vez uma
participação de cinquenta por cento
(50 %) na sociedade OMIClear –
Sociedade de Compensação dos
Mercados de Energia S.G.C.C.C.C., S.A.
Os dois Conselhos de Administração das
duas entidades gestoras, OMIE e OMIP,
serão compostos pelos mesmos membros
e terão a mesma presidência e
vice-presidência, com alternância, cada
três anos.
Com data de 11 de Dezembro de 2009,
publicou-se no BOE o Acordo de
modificação do Convénio Internacional
69
5
OMEL
Durante todos os dias do ano de 2009, os mercados diário e intradiário
funcionaram de forma plenamente satisfatória. Nesse ano celebraram-se
365 sessões do mercado diário e 2.190 do mercado intradiário, perfazendo
um total de 14.652.527 transacções de compra e venda de energia.
5.1. Actividades
atribuídas ao OMEL pela
Legislação do Mercado
de Electricidade
No final de 2009 o número de agentes
que operavam na OMEL ascendia a
686, dos quais 582 participavam como
produtores e 104 como compradores,
sendo 100 deles comercializadores
(6 de último recurso) e 4 consumidores
directos.
No que diz respeito à actividade
relacionada com a liquidação e
pagamentos dos mercados diário e
intradiário, o número de facturas emitidas
correspondentes ao exercício de 2009
foi de 170.349 (95.124 facturas de
venda e 75.225 facturas de compra).
Durante o ano, não se recebeu nenhuma
reclamação por parte dos agentes relativa
às liquidações diárias e só uma relativa
aos mercados, que foi desconsiderada
pela OMEL, não afectando o normal
desenvolvimento da sessão.
Evolução do número de agentes no mercado
2008
2009
Agentes externos*
25
-
Comercializadores
56
94
3
4
13
-
700
582
-
6
Consumidores directos
Distribuidores
Produtores
Comercializadores de último recurso
* Os agentes externos desde 1/1/2009 incluem-se no grupo dos comercializadores
70
71
5. OMEL
Os leilões de
Junho e Dezembro
serviram como
referência directa
para fixar a tarifa de
último recurso.
Assim, enquanto em 2008 a quantia
semanal creditada ascendia a valores de
198 Me, em 2009 a quantia semanal
rondou os 152 Me, consequência da
diminuição dos preços do mercado e da
diminuição da energia contratada no ano
2009, relativamente à do ano 2008.
Comité de Agentes
No ano 2009, o Comité de Agentes do
mercado (CAM) reuniu-se em 6 ocasiões,
todas sessões ordinárias.
Os temas mais importantes tratados
foram os seguintes:
• Análise do funcionamento do mercado
e liquidação das transacções.
• Informação sobre as incidências
ocorridas no funcionamento do
mercado, a liquidação, as cobranças e
os processos de pagamentos.
• Proposta de modificação das Regras de
Funcionamento do Mercado Diário e
Intradiário de Produção de Energia
eléctrica apresentada pela OMEL.
• Realização do relatório do Comité de
Agentes do Mercado sobre a proposta
de adaptação das Regras de
Funcionamento dos Mercados Diário e
Intradiário de Produção da Energia
Eléctrica e do Contrato de Adesão
apresentados pela OMEL.
No que concerne ao sistema de garantias,
este funcionou correctamente. Os agentes
dispuseram de garantias de operação
suficientes para cobrir as suas ofertas no
mercado, e quando tal não aconteceu as
suas ofertas não foram aceites. Todos os
agentes dispuseram de garantias de
crédito suficientes.
Quanto ao montante económico, o
volume das cobranças e pagamentos dos
agentes no mercado diário e intradiário
durante o ano 2009 foi de 7.909 milhões
de euros, 23% inferior ao volume do ano
anterior (10.319 Me).
72
5.2. Leilões geridos no
exercício
Leilões de electricidade
A Comissão Nacional de Energia
adjudicou à OMEL no mês de Julho de
2008, mediante um concurso público, a
organização dos 4 leilões CESUR
seguintes, do 5º ao 9º. Apesar do que se
mencionou anteriormente, a Portaria
ITC/400/2007, de 26 de Fevereiro,
com redacção dada pela Portaria
ITC/1659/2009, atribuiu ao Operador do
Mercado Ibérico de Energia – Pólo
Espanhol, directamente ou através de uma
filial a organização e gestão dos leilões
CESUR que se celebrassem desde o 9º
em adiante.
No ano 2009, levaram-se a cabo pela
OMEL três leilões CESUR, o 8º em Março
de 2009, o 9º em Junho de 2009 e o
10º em Dezembro de 2009. Os leilões
de Junho e Dezembro, realizados pela
OMEL através da sua filial Omel
Mercados Agência de Valores S.A.U., foram
os primeiros cujos resultados serviram
como referência directa para fixar a tarifa
de último recurso do segundo semestre
de 2009 e do primeiro semestre de
2010, respectivamente. Nestes leilões
leiloaram-se produtos de carga de base
trimestral para as 24 horas de cada dia da
semana e produtos de carga de ponta
trimestral para todas as horas
compreendidas entre as 8:00 e as 20:00,
hora central europeia (CET), de todos os
dias da semana excepto sábados e
domingos. Os leilões de Junho e de
Dezembro foram leilões financeiros, ao
contrário dos anteriores nos quais o
produto leiloado consistia na entrega de
electricidade. Nos leilões financeiros
CESUR o produto leiloado é a diferença
entre o preço de adjudicação e o preço
do mercado diário.
Em todos os leilões até ao 8º inclusive, a
OMEL, em colaboração com a OMICLEAR
actuou como gestora de garantias dos
contratos dos adjudicatários do leilão com
a EDP Serviço Universal e os distribuidores
Eon Distribuição, Hidrocantábrico
Distribuição Eléctrica e União FENOSA
Distribuição, em virtude do acordo
assinado pela OMEL/OMICLEAR com
estes compradores. Do mesmo modo, a
OMEL actuou como gestora de facturação
e cobranças de todos aqueles vendedores
que assinaram o acordo com a OMEL
para a prestação destes serviços.
No 9º e 10º leilões, estabeleceu-se nas
respectivas Resoluções que aprovam as
regras e o contrato modelo, a figura do
gestor de garantias, liquidação,
facturação, cobranças e pagamentos,
confiada ao administrador do leilão.
A Omel Mercados Agência de
Valores, S.A.U. desempenhou essa
função para todos os contratos que
resultaram desses leilões desde Julho
de 2009.
Outro tipo de leilões relacionados com
o mercado eléctrico foram os leilões de
contratos baseados na diferença de
preços entre o sistema eléctrico
espanhol e o sistema eléctrico
português. Este novo tipo de leilão,
também financeiro, permite cobrir os
riscos de diferenças de preços entre os
dois sistemas eléctricos aos
exportadores e importadores de energia
eléctrica, facilitando o comércio de
energia entre ambos países (“swaps”
de energia).
Este leilão encontra-se regulado no
anexo III da Portaria ITC/4112/2005,
com redacção dada pelo artigo único
da Portaria ITC/1549/2009 de 10
de Junho, na qual também se confia
à OMEL, directamente ou através de
uma filial, a realização do leilão e a
posterior liquidação das quantidades
adjudicadas.
Realizaram-se, através da Omel
Mercados Agência de Valores S.A.U., dois
leilões que abrangeram respectivamente
o segundo semestre de 2009, o primeiro
deles realizado em Junho de 2009
e o segundo realizado em Dezembro
de 2009. Leiloaram-se dois produtos
com dois horizontes distintos, o primeiro
semestre de 2010 e o ano de
2010 completo.
O produto Gás de Base leiloado no
período de Julho de 2009 a Junho de
2010 correspondeu a uma quantidade
nominal mensal de 300 GWh. O produto
Gás de Inverno leiloado ascendeu às
seguintes quantidades mensais:
Novembro 2009
200 GWh
Dezembro 2009
750 GWh
Janeiro 2010
750 GWh
Fevereiro 2010
750 GWh
Março 2010
300 GWh
Leilões gás
Adicionalmente, a OMEL levou a cabo em
2009 determinados leilões de produtos
relacionados com o gás natural. Neste
sentido, em Junho de 2009 a OMEL,
através da sua filial OMEL Diversificação,
celebrou o primeiro leilão para a aquisição
de gás natural por parte dos
comercializadores de último recurso
(CUR), para o fornecimento aos
consumidores de último recurso. Os
produtos do leilão incluíram um gás de
base, correspondente a uma quantidade
pré-estabelecida a entregar mensalmente
no período de Julho de 2009 a Junho de
2010 e que se materializa em
fornecimentos diários e um gás de
Inverno, definido por quantidades de gás
natural a entregar nos meses de
Novembro e Dezembro de 2009 e
Janeiro, Fevereiro e Março de 2010.
O preço de compra pelos
comercializadores de último recurso do
gás leiloado fixou-se em 16,18 e/MWh
para o Gás de Base e em 19,77e/MWh
para o Gás de Inverno e foi adjudicado no
caso do Gás de Base a 3 entidades
vendedoras e no caso do Gás de Inverno
a 5 entidades vendedoras.
Também em 2009 se levaram a cabo, os
segundos leilões de capacidade de
armazenamento subterrâneo da rede
básica de gás natural e os de aquisição de
gás natural destinado à operação e ao
nível mínimo de enchimento das
instalações de transporte, regaseificação e
armazenamento subterrâneo. Estes leilões
produziram resultados competitivos
e eficientes..
73
5. OMEL
A quantidade leiloada de capacidade de
armazenamento subterrâneo, para o
período de Abril de 2009 a 31 de Março
de 2010 foi de 4.257GWh, quase o
triplo do ano anterior. A capacidade
leiloada foi a restante, relativamente à
capacidade total de armazenamento
subterrâneo (28.069 GWh), depois de a
Enagás, como gestora técnica do sistema,
ter atribuído às comercializadoras que o
solicitaram a capacidade de
armazenamento subterrâneo. A
quantidade leiloada adjudicou-se ao
preço de 1.767 e/GWh.
A quantidade total leiloada no leilão de
aquisição de gás natural destinado à
operação e ao nível mínimo de
enchimento das instalações de transporte,
regaseificação e armazenamento
subterrâneo foi para o gás de operação
“Full requirement”, para o gás de base
356.835 MWh e para o gás de almofada
0 MWh. Esta quantidade foi adjudicada
em fracções de 5% do total a fornecer
pelos distintos conceitos para o período
de 1 de Julho de 2009 a 30 de Junho
de 2010. O preço do gás leiloado
fixou-se em 14,65 e/MWh,
adjudicando-se a dois comercializadores.
5.3. Presença
internacional
Durante o ano 2009 a OMEL continuou
a sua colaboração com as Associações
de Operadores do Mercado (APEx e
Europex), participando nas iniciativas que
propôs a UE através do Fórum de
Florença e nas iniciativas regionais do
ERGEG, estando presente em todos os
grupos de trabalho que se
consideraram relevantes para a actividade
da empresa.
5.3.1. APEx e Europex
Na Associação Mundial de Operadores
(APEx), que conta na actualidade com
45 membros, e da qual se celebraram
3 reuniões do conselho de administração,
74
a OMEL continuou a exercer a
presidência até Julho de 2009. Do
mesmo modo, participou activamente na
organização em cooperação com a
NE-ISO, da Conferência Anual da APEx,
celebrada em Boston (EUA) nos dias 11,
12 e 13 de Outubro.
Relativamente à Europex, participou-se
activamente nos trabalhos confiados pelo
Fórum de Florença à associação e em
particular na elaboração das
recomendações do Project Coordination
Group liderado pela associação de
reguladores (ERGEG) e a Comissão
Europeia (EC).
Também houve participação da OMEL
nos grupos do mercado miário, mercado
intradiário e mercados a prazo. O relatório
final apresentou-se no Fórum de Florença
de Dezembro de 2009.
Adicionalmente, a OMEL participou de
forma activa nos grupos de trabalho da
EuroPEX relativos à gestão de
congestionamentos nas interconexões
das redes eléctricas, ao desenvolvimento
dos mercados de gás, ao
desenvolvimento dos mercados a prazo
e futuros e ao estudo de mecanismos,
dentro do possível, baseados no
mercado, para fomentar o
OMEL continuou
a sua colaboração
com as Associações
de Operadores
do Mercado
(APEx e Europex).
desenvolvimento da produção do regime
especial nos diferentes países da UE.
5.3.2. Iniciativas UE:
Fórum de Florença, Grupos
de Trabalho e PCR
Ao longo do ano, a OMEL quer
directamente quer como parte das
delegações da associação EuroPEX, como
já foi indicado, manteve diversas reuniões
com elementos da Comissão Europeia
encarregues dos temas de energia, assim
como com outras instituições e
associações europeias (EFET, ETSO,
GEODE, Eurelectric e ERGEG).
Entre as actividades em que participou
destacam-se a assistência ao Fórum de
Reguladores de Florença, celebrado nos
dias 4 e 5 de Junho e 10 e 11 de
Dezembro de 2010, e o Fórum de
Reguladores de Gás, celebrado em
Madrid nos dias 29 e 30 de Maio, em
ambos os casos em nome da EuroPEX.
Também participou nas reuniões
convocadas pelo ERGEG para a iniciativa
Regional do Sudoeste da Europa nos dias
24 de Fevereiro, 27 de Março, 27 de
Maio e 16 de Outubro e no Projet
Coordination Group (PCG) com o
objectivo de contribuir para que a
Regulação Energética Europeia
contemple os requerimentos específicos
do Mercado Ibérico e Espanhol, nos
âmbitos do gás e da electricidade.
De forma a avançar para o mercado único
europeu da energia, no segundo semestre
de 2009, alcançou-se um acordo entre a
OMEL, o operador spot do mercado dos
Países Nórdicos (Nord Pool Spot) e o
operador do mercado spot da França e
Alemanha (EPEX Spot), para levar a cabo
um projecto de colaboração entre os seus
respectivos mercados, com o objectivo
de progredir no desenvolvimento de um
modelo que permita a formação de um
preço único da electricidade.
Em Março de 2010, uniram-se ao projecto
a APX-Endex, a Belpex, e a GME, a fim de
que a formação do preço spot da
electricidade se coordene numa potencial
área geográfica composta por Portugal,
Espanha, Itália, Bélgica, Holanda,
Grã-Bretanha, França, Alemanha, Áustria,
Suíça, Dinamarca, Noruega, Suécia, Finlândia
e o Báltico. A iniciativa está aberta a outros
operadores do mercado e a outras áreas do
mercado que se uniriam em condições de
igualdade e equidade
PCR: a 6 PX cooperation to meet
the requirements of the market,
TSOs and Regulators
Markets on which PCR
can be first gradually
implemented under a 6 PX
cooperation covering an area
approx. 2860 TWh of yearly
power consumption.*
Markets that could join
next as part of an agreed
European roadmap.
Quando este projecto de acoplamento
dos mercados da APX-Endex, Belpex,
EPEX Spot, GME, NordPool Spot e OMEL
entre em operação, a área geográfica
que beneficiará do mesmo preço
da electricidade, na ausência de
congestionamentos nas interconexões
transfronteiriças, abrangerá 80 % do
consumo eléctrico europeu
(2.900 TWh).
5.3.3. O acoplamento
de mercados por preço:
PCR. Descrição
O que se propõe é uma cassação
descentralizada que não requeira a
existência de um operador de mercado
único e que, no entanto, obtenha uma
solução de preços, cumprindo com a
condição de os preços serem iguais em
todas as áreas, caso as interconexões não
estejam congestionadas, esgotando a
capacidade comercial no caso de fixar
preços diferentes. Os operadores de
mercado, uma vez demonstrada a
viabilidade técnica da solução proposta,
desenvolverão um algoritmo de cassação
do mercado diário, que será
co-propriedade de todos eles e que poderá
ser executado de forma simultânea por
todos os operadores do mercado,
produzindo os mesmos resultados em
cada um deles.
(*) Source: UCTE 2007 power consumption data.
Cada operador de mercado continuará a
gerir o seu mercado como na actualidade:
recebendo as ofertas de venda e de
compra de energias que serão produzidas
e consumidas nas áreas de preço do seu
âmbito de actuação.
75
5. OMEL
Quando terminar o período de admissão
de ofertas dos mercados, que será
comum para todos eles, cada operador
de mercado resumirá de forma anónima,
de acordo com um formato comum
estabelecido, as ofertas recebidas
colocando-as à disposição do resto dos
operadores de mercado.
Com a informação de todas as ofertas de
todos os mercados e a informação de
todas as capacidades comerciais de
interconexão recebida pelos respectivos
operadores dos sistemas, cada operador
de mercado executará o algoritmo de
cassação comum e obterá os resultados
das posições líquidas e os preços de
todas as áreas de preço no âmbito de
actuação do PCR.
Cada um dos operadores do mercado
colocará à disposição dos demais
operadores os resultados do algoritmo
de cassação, para que todos possam
comprovar que os resultados são
idênticos. Uma vez realizada essa
comprovação, publicar-se-ão os
resultados globais de preços e posições
líquidas de todos os operadores
dos mercados.
Com a informação anterior, cada um
deles calculará os resultados detalhados
de cada agente participante no seu
mercado e colocará essa informação à
disposição do mesmo. Uma vez
transcorrido o período de reclamações,
comum a todos os mercados, todos os
operadores dos mercados publicarão a
confirmação de validez da solução do
mercado diário para o dia seguinte.
As principais características da
solução proposta de acoplamento
de mercados por preço são:
• A solução dos mercados diários
proporciona o preço e os intercâmbios
líquidos correctos para todas as áreas de
preço no âmbito de actuação do PCR.
• A solução concebe-se, desde o início,
aberta à possibilidade de que outras
áreas de preço se agreguem ao PCR
no futuro.
• Os operadores do sistema formam parte
da solução, ao proporcionar a máxima
capacidade comercial possível nas
interconexões a cada instante, para a sua
utilização pelos mercados.
• Utilizam-se os procedimentos e meios
técnicos existentes hoje em dia nos
operadores de mercado. A única parte
que se modifica é o algoritmo de
fixação de preços no mercado diário
que, embora seja a actividade
fundamental dos operadores do
mercado, está perfeitamente delimitada.
• A solução que se propõe é de uma alta
fiabilidade. Dado que o mesmo
algoritmo de cassação se executa em
vários operadores de mercado com os
76
mesmos dados diariamente, a
fiabilidade da solução está, portanto,
assegurada perante o eventual
aparecimento de problemas num
operador concreto, visto que pode
utilizar os resultados de outros.
• Como parte integrante da concepção do
PCR, inclui-se a possibilidade, caso seja
necessário, do funcionamento
desacoplado de cada mercado nacional
ou regional.
• A regulação aplicável a cada mercado
será a mesma que na actualidade.
O facto de no terceiro pacote
regulamentário europeu se estabelecer
a ACER (Agência de Cooperação dos
Reguladores da Energia), simplifica a
obtenção de respostas ordenadas dos
reguladores dos diferentes países,
quando se apresentar a todos eles para
aprovação o mesmo algoritmo de
formação de preços e as modificações
necessárias às regras de funcionamento
de cada um dos mercados para a
sua adaptação.
• Os esquemas de supervisão dos
mercados permanecem inalterados.
Cada operador de mercado estará à
disposição para responder sobre as
suas actuações.
• As possibilidades actuais de introduzir
condições específicas nas ofertas que
apresentam cada um dos mercados
modificar-se-ão unicamente se for
imprescindível, uma vez realizado o
estudo de viabilidade do PCR.
Em síntese, o acoplamento de mercados
por preço (PCR) é a forma natural de os
mercados nacionais e regionais evoluírem,
para conseguir um funcionamento
correcto do mercado interno de
electricidade. A iniciativa está aberta a
outros operadores do mercado e a outras
áreas do mercado que se uniriam em
condições de igualdade e equidade.
5.4. Os meios humanos
e técnicos da OMEL
5.4.1. O contexto humano na OMEL
A gestão que a OMEL desenvolveu para
o funcionamento do mercado esteve
direccionada para uma adequada
combinação de meios pessoais e da
tecnologia ao serviço e desenvolvimento
das suas actividades, para rentabilizar os
nossos objectivos sociais.
Nestes âmbitos como principais
elementos de actuação destacamos:
• Preservação do nível de emprego:
Durante este exercício, a equipa final
manteve-se à volta de 54 pessoas na
OMEL, adequada à estrutura
organizativa e funcional existente.
cabe destacar, no ano 2009, a
preservação e melhoria do sistema para
eliminar os riscos quer em questões de
saúde, quer na prevenção de riscos
laborais, com os respectivos planos de
formação implementados em
anos anteriores.
O sistema de gestão, baseado na
vigilância da saúde e prevenção de
riscos, desenvolve-se através de:
– Um serviço de prevenção alheia.
– Um comité de segurança e saúde
laboral.
• Política de formação e evolução
profissional da equipa:
A manutenção e desenvolvimento da
política de capacitação, assente na
formação contínua e no incentivo de
atitudes inovadoras, baseia-se na
cooperação e integração de esforços e
no desenvolvimento de capacidades
pessoais para incluir os progressos
tecnológicos ao nosso projecto
empresarial.
Como principais
elementos de
actuação
destacamos:
• Preservação do
nível de emprego.
• Protecção
da saúde e
segurança laboral.
• Política de
formação
e evolução
profissional
da equipa.
O plano de formação contínua baseia-se
em planos de formação geral, de
formação específica e de formação em
idiomas. Com planos definidos para a
melhoria e preservação do
Equipa OMEL
Ano 2009
18%
Administrativos
• Benefícios sociais:
Os valores retributivos e de benefícios
sociais mantiveram-se ao nível das
empresas de alta tecnologia, com
coberturas sociais de carácter geral para
toda a equipa. A preservação destes
benefícios ajuda a criar estabilidade no
emprego, num contexto muito
competitivo nas áreas tecnológicas.
• Protecção da saúde e segurança laboral:
No âmbito da segurança e saúde laboral
18
mulheres
11%
Títulos medios
54
pessoas
Nível de
estudos
36
homens
71%
Títulos superiores
77
5. OMEL
conhecimento de cada funcionário em
função do posto que desempenha.
No ano 2009, investiram-se em
formação 74.000 e, dos quais 47.000
em formação de idiomas.
5.4.2. Actividades de Formação
em que participa a OMEL
Para o desenvolvimento das actividades
de formação da OMEL colabora-se, quer
em âmbitos nacionais quer internacionais
com o meio e a sociedade, com
entidades do sector energético e com
entidades educativas em geral.
Durante o ano 2009, a OMEL fomentou a
actividade de formação, quer em cursos
distribuídos pelas instalações da OMEL
para os agentes do mercado de
electricidade e de empresas interessadas,
quer mediante a participação em masters
e jornadas especiais de colaboração com
instituições públicas e privadas e outros
âmbitos académicos que estejam
interessados no sector eléctrico.
De forma específica, leccionaram-se
cursos sobre o mercado da electricidade,
sessões de formação e provas de leilões
CESUR de electricidade, interconexão
Espanha – Portugal, leilões CUR de gás
natural, leilões de armazenamento de gás
e leilões para a aquisição de gás natural
destinado à operação e ao nível mínimo
de enchimento das instalações de
transporte, regaseificação e
armazenamento subterrâneo.
Além disso, leccionaram-se cursos master
através de acordos ou em colaboração
com as seguintes entidades:
–
–
–
–
–
Universidade Carlos III.
Cremades-Repsol YPF.
Universidade Pontificia de Comillas.
Clube Espanhol da Energia.
Escola de Organização Industrial.
Adicionalmente, participou-se em jornadas
master, sempre no âmbito de mercados,
seja do ponto de vista económico,
financeiro, jurídico, tecnológico etc.,
colaborando com a ETSII de Madrid, o
Instituto de Fomento Empresarial, a
Comissão Nacional da Energia (Fundação
Carolina), o Clube Espanhol da Energia, a
Universidade Rei Juan Carlos e a
Universidade de Saragoça.
5.4.3. Colaborações
internacionais
Como já se mencionou, colaborou-se de
forma permanente com a EuroPEX e a
APEx, e de forma específica em reuniões
com a União Europeia juntamente com a
EuroPEX e na organização da conferência
anual em Boston da APEx.
Por último, cabe destacar que também se
colabora activamente na publicação da
página Web da Associação Mundial de
Operadores de Mercado (APEx).
5.4.4. Contexto tecnológico:
evolução dos sistemas
O mercado de electricidade espanhol
estrutura-se como um mercado com um
funcionamento plenamente electrónico.
Todas as operações dos agentes se realizam
através do sistema de contratação SIOM,
estabelecendo-se como um portal de
acesso ao mercado e aos diferentes
serviços proporcionados pela OMEL.
A concepção do sistema SIOM, baseado
na utilização da tecnologia Internet,
permite a participação no mercado de
agentes com necessidades e
78
requerimentos muito distintos. Prima a
simplicidade no acesso e que não se
exijam elevados conhecimentos
informáticos para os usuários.
Do ponto de vista do funcionamento
interno da empresa, o sistema SIOM é a
base de todas as operações realizadas pelas
áreas operativas, incluindo a inscrição de
agentes de mercado e manutenção dos
seus dados, das operações do mercado, das
liquidações, da facturação e dos processos
de cobranças e pagamentos.
Além dos desenvolvimentos
associados ao aparecimento da nova
regulação do mercado e ao processo
contínuo de melhoria das
funcionalidades e prestações
proporcionadas, durante 2009
introduziram-se nos sistemas de
informação da empresa diversas
modificações relevantes. Entre elas,
cabe destacar:
• A introdução de novas funcionalidades
nos processos de entrada e
manutenção de dados pelos agentes,
permitindo a automatização e
processamento automático das
solicitações dos agentes através de um
sistema com tecnologia BPA.
• O desenvolvimento de uma nova
aplicação para a gestão e a monitorização
das garantias proporcionadas pelos
agentes, que simplifica o processo de
tratamento das garantias e facilita a sua
manutenção por parte dos agentes.
• O desenvolvimento do mecanismo de
retribuição da OMEL e a sua integração
nas cobranças do mercado.
• A melhoria da infra-estrutura de operação,
rede e comunicações no sistema
principal de operação do mercado SIOM
e no de emergência SIOME, dotando-o
de melhores prestações e capacidades
de tratamento da informação, face à
crescente demanda do mercado
neste âmbito.
secretário e o regulamento interno
de funcionamento.
• Relatórios mensais sobre a evolução do
mercado eléctrico e relatórios anuais e
seu historial, juntamente com os
relatórios dos auditores externos e a
composição accionista.
5.5. Objectivos para 2010
O ano 2010 apresenta-se como um ano
transcendente no desenvolvimento e na
consolidação da liberalização do Mercado
Ibérico da Energia e do seu principal
interveniente, o Operador do Mercado
Ibérico (OMI) com o consequente
arranque da sua nova estrutura.
• Os processos de melhoria contínua dos
sistemas de segurança do mercado,
apetrechando os sistemas SIOM e
SIOME de mecanismos de segurança
mais avançados, em conformidade aos
avanços que se estão a produzir
neste campo.
• A adaptação do sistema de leilões para
a realização dos diferentes leilões de
produtos energéticos levados a cabo
durante o ano, incluindo os leilões de
produtos gasistas, os leilões financeiros
CESUR de electricidade e os de
diferença de preços de Espanha
e Portugal
Como consequência desta filosofia de
melhoria contínua dos sistemas de
informação, a tecnologia existente na OMEL,
que foi exportada para diversos mercados
europeus (APX na Holanda, para o sistema
de “trading” de Portugal e para o mercado
de electricidade da República Checa),
manteve durante este ano um nível de
desenvolvimento e prestações avançados.
Continuou-se a colaborar em 2009 com o
operador do mercado de electricidade da
República Checa, realizando as melhorias e
modificações necessárias ao sistema para
incrementar as suas prestações e adaptar-se
às necessidades do mercado checo
de electricidade.
5.4.5. Actividades de
carácter corporativo
A relação da OMEL com os seus
grupos de interesse - accionistas,
clientes e agentes, organismos
reguladores, fornecedores, meios de
comunicação, meio social, etc. estabelece-se através das acções que
se publicam na sua página Web
corporativa, com uma série de
informações sobre a Sociedade e os
seus órgãos de governo. Entre elas
importa destacar:
• As funções da Sociedade e os seus
estatutos sociais.
• Enquadramento legal aplicável à
Empresa e ao sector eléctrico.
• O Conselho de
Administração - estrutura orgânica,
incluindo a composição e identidade
dos membros, o código de conduta da
Empresa, que afecta também os
directores e empregados da Sociedade.
• O Comité de Agentes do Mercado
com o seu directório. Informação sobre
funções, estrutura, composição,
sistema de atribuição rotativa dos cargos
de presidente, vice-presidente e
O resumo das linhas de actuação
estratégica para este exercício será
o seguinte:
• O funcionamento eficaz das operações
dos mercados. Adaptação do processo
de mercado em função dos prazos e
conteúdos da nova legislação e primazia
aos agentes de mercado.
• Desenvolvimento do OMI.
• Desenvolvimento das relações
institucionais com especial atenção para
o projecto de integração de mercados
europeus (PCR).
• Desenvolvimento de estratégias,
oportunidades e colaborações que
incluam valor acrescido relativamente aos
novos desenvolvimentos em mercados
energéticos, tais como os mercados a
prazo de electricidade, mercados de
futuros energéticos, mercados de gás
natural, CO2, serviços a clientes, etc.
• Atenção preferencial ao
desenvolvimento tecnológico e recursos
humanos da OMEL.
79
6
Perspectivas de evolução do
sistema eléctrico para 2010
e para um futuro próximo
As perspectivas do sistema eléctrico para 2010 configuram-se pela interacção
de quatro elementos: as previsões de baixo consumo de electricidade, a
elevada oferta de electricidade de origem renovável, o impacto de
alterações legislativas recentes e a paulatina integração dos mercados
da Península Ibérica.
Há que fazer referência a um primeiro
elemento, que é a redução da procura
eléctrica. efetivamente a ligeira a e
prevista queda do PIB espanhol em
2010 levará a uma procura de
electricidade, alcançando níveis similares
aos de 2009, apesar de no primeiro
trimestre de 2010, a procura ter
aumentado ligeiramente relativamente
a 2009.
Um segundo elemento é dado pela
maior presença da produção de energia
de origem renovável. Neste sentido as
condições meteorológicas de água e
vento que tivemos no princípio do ano,
juntamente com o início do
funcionamento de novas instalações de
regime especial, principalmente eólica e
solar, irão favorecer uma produção de
energia eléctrica de regime especial,
podendo vir a alcançar um recorde
histórico em volume e percentagem de
abrangência no abastecimento da
procura da Península à volta dos 35 %.
Neste contexto, espera-se que a
80
participação da electricidade de origem
térmica no abastecimento do mercado,
que já diminuiu em 2009 em 10
pontos percentuais, diminua também
para 2010. De facto, se no segundo
semestre de 2010 se repetissem as
condições meteorológicas do primeiro
trimestre e o consumo fosse similar ao
de 2009, a participação da electricidade
de origem térmica (carvão, ciclos
combinados e fuel-gás), satisfaria cerca
de 30 % da procura, na ordem dos 16
pontos a menos que em 2008.
A estabilidade da procura e o grande
volume de oferta de energias renováveis
e nuclear provocam uma queda dos
preços do mercado spot, que já se
manifestou durante o primeiro trimestre
de 2010, esperando-se que continue
com maior ou menor intensidade em
função das condições meteorológicas ao
longo do ano.
Um terceiro elemento que configurará o
mercado será a entrada em vigor da
81
6. Perspectivas de evolução do sistema eléctrico
para 2010 e para um futuro próximo
emissões derivada de uma maior
participação das energias renováveis.
regulação pela que se estabelecerá o
procedimentodo de resolução de
restrições por garantia de fornecimento,
favorecendo o funcionamento das
centrais que utilizam carvão autóctone
como combustível, o que reduzirá ainda
mais o funcionamento das centrais de
ciclo combinado e de carvão importado.
Tal substituição provocará um aumento
relativo das emissões de CO2 que se
espera se compense pela redução de
O aparecimento em Julho de 2009 dos
Comercializadores de último recurso
(CUR), como novos agentes com
determinadas obrigações de
comercializaçãoaos consumidores
acolhidos à tarifa de último recurso,
conduziu a um maior dinamismo no
mercado eléctrico. A este respeito cabe
assinalar que os CUR devem comprar a
electricidade que necessitam para os
clientes em regime de tarifa de último
recurso, através dos denominados leilões
CESUR e que o preço resultante dos
mesmos se considera directamente no
cálculo das tarifas de último recurso. A
comparação entre os preços resultantes
dos leilões CESUR e os preços do
mercado spot do quarto trimestre de
2009 e do primeiro trimestre de 2010
recomenda que a data de realização dos
leilões se aproxime, na medida do
possível ao período ao qual se aplicam,
de maneira a que se possa conseguir que
as diferenças entre os preços resultantes
do leilão e os preços diários do mercado
spot sejam mínimas, positivamente
ou negativamente.
O quarto elemento de mudança no
mercado eléctrico para 2010 é a
consolidação do Mercado Ibérico. Com
efeito, a 11 de Dezembro de 2009 entrou
em vigor o Acordo de modificação do
Convénio Internacional concernente à
constituição de um Mercado Ibérico da
energia eléctrica entre o Reino de Espanha
e a República Portuguesa. Com a
publicação deste acordo, iniciou-se
oficialmente a constituição do OMI, que
entrará em funcionamento durante o ano
de 2010. Esta aprovação constitui um
marco muito importante para o sector
eléctrico ibérico, já que pressupõe uma
etapa significativa de um dos mercados
regionais assinalados pela Comissão
Europeia como conjectura do mercado
único europeu.
Neste sentido, em 2010 continuarão os
esforços da Comissão Europeia e do
grupo de reguladores ERGEG para
avançar na integração dos diferentes
mercados de electricidade, a fim de
chegar a um verdadeiro mercado único.
O OMEL, como parte integrante de a
associação de mercados de electricidade
europeus (EuroPEX), continuará a
colaborar com eles nos diferentes grupos
de trabalho existentes para alcançar
esse propósito.
Ao longo de ano 2010, prosseguirá o
desenvolvimento do projeto PCR para a
integração dos mercados de eletricidade
da UE. A concretização deste mecanismo
permitirá melhorar o uso das interligações
existentes entre países europeus numa
área que abrangeria desde Portugal à
Finlândia, assegurando que os fluxos de
energia sejam coerentes com os preços,
podendo avançar na progressiva
construção do mercado único europeu. À
iniciativa actual na qual trabalharam a
OMEL, EPEX e Nord Pool durante 2009,
juntaram-se em Março de 2010 a APXEndex (Reino Unido e Holanda), a Belpex
(Bélgica) e a GME (Itália), estando aberta
para que se unam outros mercados.
Uma vez apresentados os elementos
essenciais que condicionam o
mercado eléctrico espanhol para
82
2010, importa indicar três questões
que podem mudar o panorama do
mercado eléctrico em Espanha a
médio prazo, mas cujo impacto não
é possível avaliar ainda:
• Em primeiro lugar, existem expectativas
fundadas de que se vai proceder a uma
revisão da regulação do sistema
eléctrico que incluirá uma revisão dos
custos dos segmentos regulados, do
sistema de apoio às energias renováveis,
incluindo os procedimentos de
selecção e retribuição aos fornecedores
destas energias para adequá-la à nova
realidade económica, às previsões de
procura e à evolução tecnológica.
Espera-se que tal revisão promova uma
redução paulatina da retribuição das
tecnologias limpas e uma participação
crescente das mesmas no
fornecimento eléctrico, de acordo
com os objectivos estipulados pela
União Europeia.
• Em segundo lugar, o incremento da
interligação entre os sistemas eléctricos
de Espanha e França, prevista para
2014, permitirá aumentar a capacidade
exportadora e importadora de
electricidade espanhola com o resto da
Europa, dos aproximadamente 3%
da actual procura espanhola aos 6 %,
embora esteja ainda longe dos 10 %
da potência eléctrica instalada
preconizado pela União Europeia.
O aumento da capacidade de
intercâmbio permitirá aproveitar melhor
a electricidade gerada a partir de
energias renováveis, especialmente a
eólica, e aumentar a segurança de
fornecimento.
• Em terceiro lugar, a entrada em
serviço do gasoduto do MEDGAZ, em
meados de 2010, com uma
capacidade de 8 bcm, pressupõe
uma mudança importante no
fornecimento de gás natural à Península
Ibérica e à Europa. O início da
operação deste gasoduto melhorará o
abastecimento de gás natural em
Espanha, ampliando a oferta de
produto, o que aumentará a segurança
de fornecimento.
Neste sentido, é de destacar a
importância que representa este
gasoduto para a segurança de
fornecimento da União Europeia, que
impulsionará o reforço das
interligações gasistas entre Espanha e
França, o que aumentará a integração
da rede de gasodutos espanhóis com
os europeus, permitindo veicular uma
maior quantidade de gás para o centro
da Europa, levando a que países com
uma elevada dependência de gás
russo possam dispor de uma maior
diversificação nas suas fontes
de abastecimento.
Adicionalmente prevê-se que durante
2010 se produza a primeira titularização
do deficit do sistema eléctrico. A Lei de
Orçamentos para 2010 reserva dentro
dos Avais do Estado uma importância
de 13.500 Me para garantir as
obrigações económicas exigíveis ao
Fundo de Titularização do deficit do
sistema eléctrico.
Do mesmo modo, nos próximos anos
abrir-se-á um debate sobre os
benefícios e riscos do uso da energia
nuclear e do seu futuro em Espanha.
Na sociedade está a desenvolver-se um
sentimento de que a priori não se pode
prescindir de nenhuma das fontes de
energia que fornecem electricidade,
especialmente se não produzir
emissões de CO2, e que é necessário
conceber uma política energética
que garanta no futuro um adequado
abastecimento para todos
os consumidores.
Iniciou-se
oficialmente
a constituição
do OMI, que
entrará em
funcionamento
durante o ano
de 2010.
83
Autor:
OMEL
Alfonso XI, 6 28014 Madrid
www.omel.es
Desenho e maquetagem:
Estudio Gráfico Juan de la Mata
www.juandelamata.com
Fotografias:
José Javier Gonzaléz, Raul Santamaría,
Ángel Antón, Andrés Hernández, Rafael Roa,
e Arquivo de Imagens
Impressão:
Torreangulo
Alfonso XI, 6 28014 Madrid
www.omel.es

3. Evolução do mercado de electricidade em Espanha/Mibel

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