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Mestrado em Engenharia e Gestão da Tecnologia Instituto Superior Técnico Sessão: Liberalização do Mercado de Energia Lisboa, 27 de Novembro de 2004 www.ren.pt.

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1 Mestrado em Engenharia e Gestão da Tecnologia Instituto Superior Técnico Sessão: Liberalização do Mercado de Energia Lisboa, 27 de Novembro de 2004

2 ÍNDICE I. II. III. IV. V. VI. VII. Introdução Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) O Modelo de Mercado OMI (Operador de Mercado Ibérico) Oportunidades e Desafios A regulação da REN

3 I. Introdução

4 I. Introdução –Desde o final dos anos 80, tem-se verificado uma marcada tendência para a reforma do Sector Eléctrico, no sentido da transformação da estrutura do mercado, operação do sistema eléctrico e arranjos institucionais. –Os principais pilares desta reforma foram a liberalização das actividades potencialmente concorrenciais, a reforma da regulação nos segmentos com características de monopólio natural, a privatização de empresas de capitais públicos e a criação de novas autoridades regulatórias. –Os países da UE encontram-se, com graus de evolução diferentes, a liberalizar as suas indústrias da electricidade. O verdadeiro impulso foi dado pela Directiva de 96 tendo sido sobretudo relevante a exigência de os EMs permitirem os novos produtores a acederem à rede de transporte, e os maiores consumidores de electricidade a escolherem o seu comercializador.

5 II.Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

6 II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica –Dadas as características tecnológicas do sector eléctrico, com segmentos de monopólio natural, não é possível ter um mercado de electricidade completamente concorrencial. –Num mercado concorrencial, com imperfeições, o melhor que podemos esperar é a introdução de concorrência praticável. –A electricidade tem de ser produzida (gerada) no instante em que é consumida. Não é armazenável. Deve então existir sempre alguma capacidade de reserva. –Os fluxos de energia, dos produtores para os consumidores, não podem ser direccionados através da acção humana, sendo distribuídos ao longo da rede de acordo com leis da física. –O problema central no desenvolvimento dos mercados de electricidade é a necessidade de o operador do sistema ter de gerir as complexas interacções de curto prazo na rede e manter a estabilidade desta (frequência e tensão). O controlo da utilização da rede de transporte significa o controlo do despacho.

7 –O papel de operador do sistema é então fundamental para conceber e operacionalizar um mercado concorrencial. –Aspectos centrais na concepção de um mercado concorrencial: Flexibilidade real na actuação dos participantes. O decréscimo dos custos –Os mercados de electricidade contêm mecanismos de equilíbrio de curto prazo, com base nos quais os preços são formados, tendo por base elementos estocásticos e são, portanto, muito voláteis. –Temos, assim, que muitos produtores e consumidores vêem como indesejável esse nível de volatilidade, sendo então necessário dispôr de mercados que proporcionem alguma forma de cobertura e gestão do risco (mercados a prazo). II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

8 II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica Fluxos de energia no Mercado de Electricidade Concorrencial

9 A. Situação Actual (2001) (M tep)PortugalEspanha Indústria + Agricultura Transportes Serviços Domésticos TOTAL Energia Final / Estrutura II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

10 A. Situação Actual (2001) PortugalEspanhaUEPortugalEspanhaUE Consumo per capita (tep/capita) Tx. cresc. médio anual – (%) Intensidade energética Tx. variação média – (%) Energia primária Energia final Fonte: EURPROG, DGE II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

11 (M tep)Portugal Espanha Indústria + Agricultura Transportes Serviços Domésticos Energia Final / Estrutura B. Situação Futura (2010) TOTAL II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

12 B. Situação Futura (2010) PortugalEspanhaUEPortugalEspanhaUE Consumo per capita (tep/capita) Tx. cresc. médio anual – (%) Intensidade energética Tx. variação média – (%) Energia primária Energia final Fonte: EURPROG II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

13 Térmicas MW Hídricas MW Total MW Sistema Eléctrico Público (SEP) Térmicas (SENV) 785 MW Hídricas (SENV) 465 MW Cogeração +RSU+Biomassa MW Mini Hídricas 355 MW Eólicas 370 MW Total MW Total da Potência Instalada MW Sistema Eléctrico Independente (SEI) Potência Instalada – Nov.2004 Sistema Eléctrico Português II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

14 TecnologiaPot. Instalada (MW) Hidráulica Nuclear7 563 Carvão Fuel e Misto6 185 Gás Natural4 848 Reg. Especial Total Fonte: CNE Potência Instalada – 2003 Sistema Eléctrico Espanhol II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

15 Estrutura empresarial da produção II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

16 II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica Bolsas de energia Europeias - Tendências de consolidação

17 II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica COMPARAÇÃO DO MIBEL COM OUTROS MERCADOS

18 II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

19 A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) III.

20 Comparação entre os Diferentes Submercados Europeus NordelUKItáliaPenínsula Ibérica População (Milhões)24,358,557,550,1 Produção (TWh)395,4374,9263,3242,2 Consumo (TWh)402,0387,9298,5245,5 Potência Instalada (GW)90,378,975,564,7 Procura de Ponta64,664,151,342,0 Linhas >220 kV Fonte: El Mercado Ibérico de Electricidad. Una Perspectiva desde España 8º Congresso Luso Espanhol de Engenharia Electrotécnica, 3-5 Julho 2003 III. A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

21 Dimensão dos Sistemas de Portugal, Espanha e Conjunto (MIBEL) Portugal(%)Espanha(%)MIBEL População9,920,239,279,849,1 Potência Instalada (GW)10,616,454,183,664,7 Produção (TWh)40,016,4205,583,6245,5 Linhas >220 kV , , Capacidade Transf. (MW) , , Subestações443,013197,0135 Ponta (GW)7,1417,034,983,042,0 Fonte: El Mercado Ibérico de Electricidad. Una Perspectiva desde España 8º Congresso Luso Espanhol de Engenharia Electrotécnica, 3-5 Julho 2003 III. A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

22 A participação da REN na concretização do MIBEL tem como objectivo estabelecer as condições que permitam o funcionamento do Mercado Ibérico de Electricidade nas vertentes de: –Garantia da segurança do abastecimento –Desenvolvimento das infraestruturas de transporte, como suporte físico para as transacções dos agentes de mercado –Estabelecimento de normas harmonizadas de operação do sistema, como garantia de eficiência e transparência na gestão da plataforma física de suporte do mercado Participação da REN na concretização do MIBEL III. A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

23 O Modelo de Mercado IV.

24 Não Armazenável Reduzida Elasticidade da Procura Fluxos físicos de energia regidos por leis da física e não por regras de mercado Elevada volatilidade do preço Necessidade de disposições específicas na regulação do transporte Diagrama físico horário sintetizado com transacções nos diversos mercados (prazos) Equilíbrio Instantâneo Geração/Consumo Impossibilidade de arbitragem física Incerteza de volume (procura) CARACTERÍSTICAS DA ELECTRICIDADE COMO MERCADORIA IV. O Modelo de Mercado

25 IV. O Modelo de Mercado MERCADO DIÁRIO – VOLATILIDADE DO PREÇO

26 MERCADO DE ELECTRICIDADE (CURTO PRAZO) Preço da Energia (/MWh) Preço às 09:00-09:30 Preço às 4:00-4:30 Q1 Q2 Qmax MW Procura 4:00–4:30 Procura 09:00–09:30 Procura 19:00–19:30 Custo Marginal de Curto Prazo Preço às 19:00-19:30 IV. O Modelo de Mercado

27 PREÇO SPOT DO MERCADO ESPANHOL IV. O Modelo de Mercado 2002: ano seco2003: ano húmido

28 h MW Futuros/OTC-Base Futuros/OTC-Ponta SPOT-horas individuais (24 leilões) Perfil de carga a satisfazer DIAGRAMA DE CONSUMO DIÁRIO TÍPICO IV. O Modelo de Mercado

29 SOBREPOSIÇÃO DE PRODUTOS PARA COMPOSIÇÃO DO DIAGRAMA FÍSICO Produtos Base Ponta Compra Venda Mercado Ajustes O diagrama de Produção/Consumo é constituído com a sobreposição da contratação efectuada nos diversos mercados (organizados ou bilaterais) Tempo até à entrega física Prazo Longo/Medio PrazoDia anteriorTempo real Dias / horas Anos / mesesTempo real IV. O Modelo de Mercado

30 MIBEL - 3 NÍVEIS DE INTERLIGAÇÃO Físico: Desenvolvimento/reforço da capacidade de interligação Coordenação de trabalhos de manutenção Económico: Condições de acesso à interligação Remunerações e encargos dos agentes, nomeadamente CTC/CMEC Legal/Regulatório Regras de operação dos sistemas Regras de operação do mercado Estabelecimento de tarifas e demais condições de acesso dos agentes CTC – Costes deTransición a la Competencia CMEC – Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual IV. O Modelo de Mercado

31 A CONSTRUÇÃO DO MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE: ABORDAGEM SEQUENCIAL FÍSICO ECONÓMICO LEGAL/ REGULATÓRIO REN e REE elaboram documentos para a interconexão de infraestruturas Análises da procura do sistema Ibérico Interligação Alto Lindoso-Cartelle Interligação Alqueva-Balboa Procedimentos da operação do sistema Publicação de nova legislação para o sector eléctrico português Mercado a prazo (OMIP) Mercado Spot (OMIE/OMEL) Mecanismos para gestão do congestionamento Finalização dos CAE e regulação dos CMECs Interligação do Douro Eixo do Tejo Abertura do mercado português a todos os consumidores de baixa tensão PARA FINALIZAR O PROCESSO: PLATAFORMA FÍSICA, ECONÓMICA E REGULATÓRIA NO MERCADO IBÉRICO Convergência da estrutura tarifária Desenvolvimento dos produtos e serviços do OMI Hamonização legal e regulatória 2006 (Consolidação) 2004 (Estabelecimento) 2003 (Início) IV. O Modelo de Mercado

32 IV. O Modelo de Mercado EVOLUÇÃO DA PROCURA DE ELECTRICIDADE NO MIBEL

33 IV. O Modelo de Mercado PRODUÇÃO NO MIBEL NA MÉDIA DOS REGIMES HIDROLÓGICOS Resultados dos estudos de planeamento conjunto

34 ALQUEVA-BALBOA CARTELLE-LINDOSO (2º circuito) Eixo do TEJO DOURO INTERNATIONAL INTERLIGAÇÃO DO NOVO SUL MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE: DESENVOLVIMENTO DA INTERCONEXÃO DE INFRAESTRUTURAS IV. O Modelo de Mercado

35 Espanha (*) Portugal (**) TOTAL Alqueva - Balboa 400 kV Aldeadávila - Douro Inter. 400 kV Cartelle - Lindoso 400 kV (2 º circ.)61 7 Total Investimentos Estimados em uprating 6 (*) fonte: REE (**) fonte: REN INVESTIMENTOS ESTIMADOS (M ) MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE: INVESTIMENTO NAS INFRAESTRUTURAS DE INTERLIGAÇÃO IV. O Modelo de Mercado

36 CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO Como resultado do trabalho desenvolvido durante o ano de 2003, prevê-se o seguinte desenvolvimento da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha: /08 INVERNO VERÃO INVERNO VERÃO PT ES ES PT NOTA: Poderão temporariamente ocorrer valores inferiores em caso de interrupção ou de impossibilidade na implementação dos upratings previstos pela REN e REE. IV. O Modelo de Mercado

37 INTERLIGAÇÕES ENTRE PORTUGAL E ESPANHA 2008 Horizonte E - P P- E IV. O Modelo de Mercado

38 CUSTOS MARGINAIS DE PRODUÇÃO 99,5 100,0 100,5 101,0 101, Níveis médios NTC (MW) Index 2008 (2004) (2006)(2008)( ) IV. O Modelo de Mercado

39 Um Operador de Mercado (OMI) único, que actua como Bolsa de Energia –Faz a gestão dos mercados diário, intradiário e a prazo. –Efectua o encontro das ofertas nesses mercados. –Procede à liquidação nos mercados que gere, com base nos programas. –Não recebe informação dos Contratos Bilaterais Físicos. –Comunica aos Operadores dos Sistemas os programas negociados no OMI. Dois Operadores de Sistemas, um em cada país –Cada um opera na sua área de controlo –As suas funções serão: A propriedade da rede de transporte correspondente A gestão e liquidação dos serviços de sistema e dos desvios A gestão das interligações internacionais IV. O Modelo de Mercado Alguns aspectos fundamentais:

40 O OMI (Operador de Mercado Ibérico) V.

41 O OMI e Modelo de Funcionamento –Os Governos de Portugal e Espanha comprometeram-se a criar um Operador de Mercado Ibérico único (OMI), que terá um carácter bipolar interligado: A gestão do mercado diário e intradiário será da competência do pólo espanhol; A gestão dos mercados a prazo será da competência do pólo português. –O Sector eléctrico é extremamente capital intensivo, o que leva os agentes de mercado a uma procura intensa pela minimização do risco associado a projectos de investimento em novas infraestruturas. Uma forma possível consiste no estabelecimento da possibilidade de existência de contratos a prazo, negociados de uma forma bilateral ou em mercado. –Característica essencial para o aparecimento do mercado de derivados (futuros, opções, forwards) é a da volatilidade dos preços (de energia eléctrica). V. O OMI (Operador de Mercado Ibérico)

42 –A questão central para o sucesso do futuro mercado é o da sua liquidez, seja pelo volume e natureza das transacções, seja pelo número de agentes que nele operam. –Conhecido o estado de concentração da produção e distribuição de energia eléctrica na Península, a ultrapassagem do problema da liquidez passa pela abertura do mercado regional ibérico à operação de agentes que lhe são exteriores, aumentando o número de agentes empresariais de produção e distribuição e diversificando-a, por exemplo, através de comercializadores. –Entre a produção e a comercialização, temos esse dado intrínseco e rígido, na tecnologia disponível para a electricidade, que são as redes de transporte e distribuição. –Hoje há, em Portugal, um embrião de mercado constituído pelo Gestor de Ofertas, organicamente inserido na REN; em Espanha, há a OMEL. V. O OMI (Operador de Mercado Ibérico) O OMI e Modelo de Funcionamento (cont.)

43 A constituição do Pólo Português do Operador de Mercado obedecerá aos seguintes princípios básicos: Funcionamento como um mercado integrado – preço de referência único para toda a Península (o qual servirá de base para as liquidações da contratação a prazo durante o período de negociação); Articulação dos pólos diário e a prazo, materializando o conceito de OPERADOR DE MERCADO IBÉRICO ÚNICO, COM CARÁCTER BIPOLAR INTEGRADO; Liberdade de opção pela liquidação física ou financeira, mediante manutenção em fecho de posições no período de negociação; Resolução de restrições em articulação com o mercado diário. V. O OMI (Operador de Mercado Ibérico) O OMI e Modelo de Funcionamento (cont.)

44 Oportunidades e Desafios VI.

45 Vantagens esperadas: A competição trazida pelo MIBEL cria condições para: –A diminuição dos preços para os consumidores ; –O aumento da qualidade do serviço prestado; –O aumento da competitividade das empresas; O mercado a prazo aumenta a previsibilidade do preço, permitindo maior certeza no planeamento de custos para as empresas. Cimeira Ibérica de 8/9 de Novembro de 2003 – Comunicação à imprensa VI. Oportunidades e Desafios MIBEL

46 Um mercado a prazo com liquidez deverá melhorar: A gestão dos seguintes riscos: – Hidraulicidade – (cerca de 12 % de variação em volume entre ano seco e húmido) ; – Custos de Fuel; – Take or Pay nos contratos de gás de longo prazo. Para alcançar estes objectivos será útil: – Contratos com duração superior a um ano (ao contrário do previsto nos últimos acordos); – Soluções não mandatórias baseadas na participação voluntária dos agentes de mercado. O desenho do OMIP apresentado pelo governo português está em conformidade com estes objectivos. Importância do OMIP no aumento da competitividade VI. Oportunidades e Desafios

47 Será possível um preço ibérico único? Como referido anteriormente, e se as posições dominantes não abusarem do seu poder de mercado, pode-se esperar: Antes de 2005 – Congestão nas interligações em anos secos; – Poucas situações de congestão das interligações, ocorrendo essencialmente em anos secos; Depois de 2007 – Raras situações de congestionamento, permitindo a existência de um preço ibérico único. Antes de 2008 a um preço único só será possível,em todos os regimes hidrológicos, se o counter trading for utilizado como método de gestão da interligação. (Esta solução de gestão é actualmente utilizada no mercado Espanhol para resolver restrições regionais). OMIE VI. Oportunidades e Desafios

48 Elevado Nível de Concentração (a participação conjunta dos três players mais relevantes excede os 90%); Apesar de legalmente a produção e comercialização não poder ser realizada em empresas com actividades reguladas, podem pertencer à mesma holding: – O acesso à rede tem de ser negociado com o distribuidor da zona, que está ligado ao comercializador pertencente à mesma holding; – A informação dos perfis de procura não está igualmente disponível para todos os comercializadores. Obstáculos à concorrência de preços no Mercado Ibérico VI. Oportunidades e Desafios

49 Relações entre produção e comercialização: –Permite uma cobertura de risco não disponível para comercializadores independentes; –Juntamente com altas quotas de consumo permitem alguma condução do preço de mercado. Em Portugal também existe uma única grande empresa com activos relevantes na produção e distribuição. VI. Oportunidades e Desafios Obstáculos à concorrência de preços no Mercado Ibérico (cont.)

50 EVOLUÇÃO TEMPORAL * - valores indicativos MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE VISÃO GLOBAL Modelo em discussão T-48h* T- 0 T-4h* T-1ano* OMIP OMIE REN REE VI. Oportunidades e Desafios

51 Mercado do Carbono (licenças de emissão de CO2) Mercado de Certificados Verdes Evolução da Tecnologia e dos Custos Energias Renováveis no Mercado NOVOS MERCADOS ASSOCIADOS À ELECTRICIDADE VI. Oportunidades e Desafios

52 A regulação da REN VII.

53 Organisation of the Portuguese Electricity System (under revision) Special Regime Generators (PRE) NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM (SEN) ENERGY GOVERNMENT DEPT. (DGGE) INDEPENDENT REGULATORY ENTITY (ERSE) PRODUCERS TRANSMISSION System Operator DISTRIBUTION & SUPPLY CUSTOMERS PRODUCERS(IPPs) DISTRIBUTION CUSTOMERS OTHER RENEWABLE COGENERATION SMALL HYDRO (< 10 MVA) PUBLIC ELECTRIC SYSTEM (SEP) Non-Binding System (SENV) INDEPENDENT ELECTRIC SYSTEM (SEI)

54 SPECIAL REGIME MARKET SYSTEM PUBLIC SYSTEM PPA Regulator Government GENERATION TRANSMISSION DISTRIBUTION & SUPPLY CUSTOMERS GENERATIONGENERATION CUSTOMERS Bilateral Contracts Regulatory Environment (Under Revision)

55 Organisation of the Portuguese Electricity System (2005) Special Regime Generators (PRE) NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM (SEN) ENERGY GOVERNMENT DEPT. (DGGE) INDEPENDENT REGULATORY ENTITY (ERSE) TRANSMISSION System Operator DISTRIBUTION (Wires) CUSTOMERS REGULARPRODUCERS DISTRIBUTION CUSTOMERS OTHER RENEWABLE COGENERATION SMALL HYDRO (< 10 MVA) REGULATED ELECTRIC SYSTEM REGULATED SUPLLIER MARKET SYSTEM MARKET OPERATOR SUPLLIERS

56 SPECIAL REGIME MARKET SYSTEM REGULATED SYSTEM Regulator Government TRANSMISSION DISTRIBUTION (Wires) CUSTOMERS REGULAR GENERATION GENERATION CUSTOMERS Bilateral Contracts Regulatory Environment (2005) REGULATED SUPPLIER MARKET OPERATOR SUPPLIERS

57 RENs Public Concession Contract (Government) ERSE = Energy Regulator DGGE = Government Energy Department (Commercial Provisions & Monitoring by ERSE) Commercial Relationship Code (ERSE) RENs Regulatory Environment (1998) Grid Technical Code ( DGGE) Electricity Sector Laws Quality of Service Code (DGGE) Access to the Grids and to the Interconnections Code (ERSE) Tariff Code (ERSE) Dispatch Code (ERSE)

58 System Operator (Dispatch) Security of Supply Restrictions Secondary and Tertiary Control Real Time Control (Generating Units > 10 MW) Generation Maintenance Coordination Network Studies Information System Bilateral Contracts Operator Validation of Market Schedules Market Agents Support Market Information System SEP (Almost) Single Buyer SEP Generation Operations Planning by Merit Order Electricity Trading out of SEP PPAs Manager Settlement Operator Metering System Market Schedules Deviations Transmission Grid Operation and Maintenance Grid Planning and Construction Deviations and Access Tariffs Invoicing SEP Generation Expansion Planning Energy Invoicing

59 Global System Management Global Use of the System Tariff (UGS) SEP (Almost) Single Buyer Capacity and Energy Tariff (TEP) SEP (Almost) Single Buyer Procedures Manual Settlement Operator Procedures Manual Bilateral Contracts Operator Procedures Manual System Operator Procedures Manual Electricity Transmission 3 Activities = 3 Tariffs 5 Functions = 3+1 Procedure Manuals The 3 Regulated Activities of REN (Accounting Unbundling – 1999) Electricity Transmission Use of the Transmission Grid Tariff (URT)

60 Departmental Costs Departmental Costs Control System Telecommunication Costs Control System Telecommunication Costs Regulator Costs Regulator Costs Islands Isolated Electric Systems Surplus Costs Islands Isolated Electric Systems Surplus Costs Assets Depreciation Cost Assets Depreciation Cost Spinning Reserve Costs Spinning Reserve Costs + Thermal Units Start-up Costs Surplus Cost of the Special Regime Generators Surplus Cost of the Special Regime Generators Departmental Costs Departmental Costs Assets Depreciation Cost Assets Depreciation Cost + Redispatch Cost of Congestions in the Transmission Grid Synchronous Condensers Operation Costs Synchronous Condensers Operation Costs + ROR on Net Assets PPAs Cost PPAs Cost Energy Importing Cost Energy Importing Cost Assets depreciation Cost Assets depreciation Cost Special Regime Generators Cost Special Regime Generators Cost Departmental Costs Departmental Costs Hydro Correction Fund Hydro Correction Fund – Energy Exporting Revenue – Spinning Reserve Costs – Thermal Units Start-up Costs – Surplus Cost of the Special Regime Generators – Redispatch Cost of Congestions in the Transmission Grid – Synchronous Condensers Operation Costs + ROR on Net Assets on Net Assets Capacity and Energy Tariff (TEP(REN)) Global Use of the System Tariff (UGS) Use of the Transmission Grid Tariff (URT) + ROR on Net Assets The 3 Regulated Tariffs of REN – Allowed Revenues (Under revision)


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