Análise Tecno-Económica do Sector Eléctrico Ibérico eSituação em Portugal.

Diogo Heitor Cúmano

Dissertação para a obtenção de Grau de Mestre em

Engenharia Eletrotécnica e de Computadores

Orientador: Prof. João José Esteves Santana

Júri

Presidente: Prof. Rui Manuel Gameiro de CastroOrientador: Prof. João José Esteves SantanaVogais: Prof. José Luís Costa Pinto de Sá

Outubro de 2015

ii

Agradecimentos

Agradeco ao Professor Joao Esteves Santana, a minha famılia e aos meus amigos, nao so pelo apoio

que me deram mas tambem pela paciencia que tiveram em ouvir-me falar tanto deste tema.

iii

iv

Resumo

O Setor Eletrico tem sofrido uma grande transformacao nos ultimos 20 anos. A Uniao Europeia impos

metas no domınio do clima e da energia aos estados-membros ate 2020 e, por outro lado, iniciou-se

a liberalizacao economica do setor. Promoveram-se as energias renovaveis na Penınsula Iberica de

forma a reduzir as emissoes de gases com efeito de estufa. Esta aposta trouxe custos elevadıssimos

com a producao de eletricidade, uma vez que os produtores renovaveis recebem tarifas altas e garan-

tia de aquisicao de toda a producao. Estes incentivos ameacam a rentabilidade dos produtores nao

renovaveis, que exigem por sua vez compensacoes pela dificuldade que tem em vender energia em

mercado. A falta de concorrencia devido a subsidiacao fez com que os custos com a eletricidade te-

nham subido tanto que, em 2006, os governos de Portugal e Espanha decidiram criar defices tarifarios

para travar a subida dos precos. Em 2011, a “troika” exigiu ao governo portugues que reduzisse os

custos com a energia eletrica No entanto, a dıvida continuou a crescer e em 2015 deve chegar a 5.080

milhoes de euros. Uma das medidas adotadas para partilhar os custos das energias renovaveis com os

outros estados-membros foi a aposta nas interligacoes entre a Penınsula Iberica e Franca. No entanto,

esta solucao apenas sera viavel se a Europa for importadora de eletricidade a precos elevados. Caso

contrario, as interligacoes vao traduzir-se em custos para os consumidores portugueses e espanhois

e vao beneficiar os restantes consumidores europeus. Concluindo, a polıtica energetica em Portugal e

Espanha tem trazido benefıcios ao ambiente mas com os custos elevados.

Palavras-chave: Setor Eletrico, Economia, Defice Tarifario, Producao em Regime Especial,

Producao em Regime Ordinario, Interligacoes.

v

vi

Abstract

The electricity sector has been suffering a big transformation in the past twenty years. On the one hand,

the European Union imposed environmental and energetic targets to the countries until 2020 and, in

the other hand, the electricity sector started the economic liberalization. The promotion of renewable

energy in Portugal and Spain to reduce the Greenhouse effect brought expensive costs to the produc-

tion of electricity. These producers receive “Feed-In” tariffs and they have the guarantee that they sell

everything they produce. These incentives menace the profitability of non-renewable producers who

demand a compensation package caused by the difficulty of selling power to the grid. In 2006, the Por-

tuguese and Spanish Governments, obliged by the lack of competition between producers, created the

tariff debt in order to stop the increase of electricity prices. In 2011, the International Monetary Fund

obliged Portugal to reduce the electricity costs but, in spite of that, the tariff debt will reach 5.080 Millions

of euros in 2015. In order to reduce the costs of these policies, Portugal and Spain asked the Euro-

pean Union to improve the interconnection of electricity with France so that they can sell energy to other

countries. Despite this, if in the future France doesn’t import energy, Portugal and Spain will only pay to

benefit French customers. In conclusion, the energetic policy in Portugal and Spain has been good to

the environment but with high costs.

Keywords: Electricity Sector, Economics, Tariff Debt, Renewable Production, Non-Renewable

Production and Interconnections.

vii

viii

Conteudo

Agradecimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . iii

Resumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . v

Abstract . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . vii

Lista de Tabelas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xi

Lista de Figuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xv

Lista de Sımbolos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Glossario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1 Introducao 1

2 Enquadramento e Funcionamento do Setor Eletrico 3

2.1 Metas Europeias �20-20-20� . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2.1.1 A abordagem da Uniao Europeia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2.1.2 A estrategia �Europa 2020� . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2.2 Estrutura do Sector Electrico Iberico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.2.1 Mercado Grossista . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.3 Compensacoes a Producao em Regime Ordinario em Portugal . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.3.1 Contratos de Manutencao e Equilıbrio Contratual (CMEC) . . . . . . . . . . . . . . 19

2.3.2 Contratos de Aquisicao de Energia (CAE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.3.3 Garantia de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3 Mercados na Penınsula Iberica 23

3.1 Mercado Diario, Intradiario e a Prazo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.1.1 Mercado Diario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.1.2 Mercado Intradiario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.1.3 Mercado a Prazo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.2 Licencas de Emissao de Dioxido de Carbono . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.2.1 Comercio Europeu de Licencas de Emissao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.2.2 Situacao em Portugal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

3.2.3 Situacao em Espanha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3.3 Interligacoes Eletricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.3.1 Capacidades Disponıveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

ix

3.3.2 Utilizacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.3.3 Ligacao a Europa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

4 Participacao da Producao em Regime Especial no Mercado 35

4.1 Situacao em Portugal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

4.1.1 Enquadramento e Funcionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

4.1.2 Complementaridade Hıdrica-Eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.2 Situacao em Espanha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

5 Defice Tarifario 51

5.1 Situacao em Portugal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

5.1.1 Origem do Defice Tarifario e Estrutura tarifaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

5.1.2 CMEC, CAE e Garantia de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

5.1.3 Sobrecustos com a Producao em Regime Especial . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5.1.4 Convergencia Tarifaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5.1.5 A futura evolucao do defice tarifario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

5.1.6 Medidas para diminuir ou controlar o defice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

5.1.7 Conclusoes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

5.2 Situacao em Espanha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

5.3 Situacao em Portugal face a Situacao em Espanha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

6 Conclusao 65

Bibliografia 71

x

Lista de Tabelas

2.1 Potencia Instalada em Portugal em MW. Fonte: REN – “Sistema Eletroprodutor - Informacao

Mensal”de Dezembro 2006 a Dezembro de 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.2 Potencia Instalada em Espanha em MW. Fonte: REE – “Sistema electrico espanol 2010”de

2006 a 2007, REE – “Sistema electrico espanol 2012”de 2008 a 2012, REE - ”boletın

mensual - deciembre 2013”para 2013 e REE - ”boletın mensual - deciembre 2014”para

2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.3 Energia Produzida em Espanha em GWh. Fonte: REE – “Informe Anual del Sistema

Electrico Espanol 2012 - Cobertura de la Demanda” , “El Sistema Electrico Espanol -

Avance del Informe 2013”, “El Sistema Electrico Espanol - Avance del Informe 2014” e

elaboracao propria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.4 Quotas dos Agentes Produtores de Energia Eletrica em Espanha Peninsular em 2011 e

2012. Fonte: Comision Nacional de Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

4.1 Custo Medio Anual por Tecnologia PRE em Euros/MWh desde 2005 em Portugal. Fonte:

”Informacao sobre Producao em Regime Especial - Junho de 2014- ERSE. . . . . . . . . 37

4.2 Condicoes dos Contratos com a Producao em Regime Especial em Portugal. Fonte:

Electricity. Promotion in Portugal - European Comission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

4.3 Custo Anual por Tecnologia PRE em Milhares de Euros desde 2008 ate 2014 em Espa-

nha. Fonte: CNMC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4.4 Custo Medio Anual por Tecnologia PRE em Euros/MWh desde 2008 em Espanha. Fonte:

CNMC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

5.1 Comparacao da distribuicao dos custos de energia, redes e CIEG entre consumidores

domesticos e industriais em 2014. Fonte: ”Composicao dos Precos de Eletricidade para

2013- ERSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

5.2 Impacto do mecanismo de convergencia das tarifaria. Fonte: Revista Neutro a Terra No11

- 1o semestre de 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

5.3 Situacao em Portugal face a Situacao em Espanha em 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . 64

xi

Lista de Figuras

2.1 Evolucao da Potencia Instalada em Portugal. Fonte: REN – “Sistema Eletroprodutor -

Informacao Mensal”de Dezembro 2006 a Dezembro de 2014 e elaboracao propria. . . . . 8

2.2 Peso da Producao Renovavel e Nao-Renovavel no Mix Energetico em Portugal. Fonte:

REN – “Sistema Eletroprodutor - Informacao Mensal - Dezembro 2013”. . . . . . . . . . . 9

2.3 Cobertura da Procura de Energia Eletrica em Portugal em 2013. Fonte: REN – “Sistema

Eletroprodutor - Informacao Mensal - Dezembro 2013”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.4 Relacao entre Potencia Total do Parque Eletroprodutor Portugues e Procura Maxima

Anual. Fonte: REN – “Sistema Eletroprodutor - Informacao Mensal”de Dezembro 2006 a

Dezembro de 2014 e elaboracao propria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.5 Evolucao da potencia instalada e das quotas de energia produzida por agente. Fonte:

ERSE - ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de 2013”. Nao inclui os

valores de energia de importacao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.6 Evolucao das quotas de energia produzida por agentes nas diferentes tecnologias. Fonte:

ERSE - ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de 2013”. Nao inclui os

valores de energia de importacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.7 Indice de Hirschman-Herfindall - Concentracao na producao em termos de capacidade

instalada. Fonte: ERSE - ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de 2013”. 13

2.8 Indice de Hirschman-Herfindall - Concentracao na producao em termos de producao de

energia eletrica. Fonte: ERSE - ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de

2013”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.9 Evolucao da Potencia Instalada em Espanha. Fonte: REE – “Sistema electrico espanol

2010”de 2006 a 2007, “Sistema electrico espanol 2012”de 2008 a 2012, ”boletın mensual

- deciembre 2013”para 2013, REE - ”boletın mensual - deciembre 2014”para 2014 e

elaboracao propria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.10 Peso da PRO e da PRE no Mix Energetico em Espanha. Fonte: REE – “Informe Anual

del Sistema Electrico Espanol 2012 - Cobertura de la Demanda” , “El Sistema Electrico

Espanol - Avance del Informe 2013” e elaboracao propria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.11 Cobertura da Procura de Energia Eletrica em Espanha. Fonte: REE – “Informe Anual

del Sistema Electrico Espanol 2012 - Cobertura de la Demanda” , “El Sistema Electrico

Espanol - Avance del Informe 2013” e elaboracao propria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

xii

2.12 Relacao entre Potencia Total do Parque Eletroprodutor Espanhol e Procura Maxima Anual.

Fonte: ”Informes Red Electrica de Espana”e elaboracao propria. . . . . . . . . . . . . . . 17

2.13 Custos com os CMEC em 2014. Fonte: ”Proveitos Permitidos das Empresas Reguladas

do Setor Eletrico em 2014- ERSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.14 Custos com os CAE em 2014. Fonte: ”Proveitos Permitidos das Empresas Reguladas do

Setor Eletrico em 2014- ERSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.1 Formacao de Preco e Margem de Lucro para os Produtores que entram em Mercado

SPOT. Fonte: ”Funcionamento do Mercado Diario- ERSE e elaboracao propria. . . . . . . 23

3.2 Curvas agregadas de Oferta e Demanda para a hora 1 do dia 7 de janeiro de 2015.

Fonte: OMIE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.3 Preco Horario do Mercado Diario no dia 9 de janeiro de 2015. Fonte: OMIE. . . . . . . . 24

3.4 Formacao de Preco. Fonte: ”Funcionamento do Mercado Diario- ERSE . . . . . . . . . . 25

3.5 Funcionamento dos Mercados Intradiarios. Fonte: ”Funcionamento do Mercado Diario-

ERSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.6 Preco Horario da Sessao 5 do Mercado Intradiario no dia 9 de janeiro de 2015. Fonte:

OMIE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.7 Emissoes e Licencas Gratuitas de CO2 na Penınsula Iberica (Setor Eletrico). Fonte:

”Dados Ibericos 2013- EDP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3.8 Capacidade Indicativa de Interligacao para Fins Comerciais para 2014. Fonte: ”Capaci-

dade Tecnica de Interligacao para 2014- REN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.9 Capacidade de Interligacao em 2013. Fonte: ”Caracerizacao das Interligacoes em 31 de

dezembro de 2013- REN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.10 Corredores Prioritarios de Eletricidade para a Uniao Europeia. Fonte: ”Notıcia: Portugal

leva proposta a Bruxelas para exportar energia renovavel para a UE- Publico. . . . . . . . 32

4.1 Contribuicao anual da Producao em Regime Especial para a satisfacao do Consumo [%]

e Entregas anuais a rede [TWh] em Portugal. Fonte: ”Informacao sobre Producao em

Regime Especial - Junho de 2014- ERSE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4.2 Peso da Producao em Regime Especial na Potencia Instalada do Sistema Electrico Por-

tugues. Fonte: ”Informacao sobre Producao em Regime Especial - Junho de 2014- ERSE. 36

4.3 Energia anual entregue a rede por tecnologia [GWh] em Portugal. Fonte: ”Informacao

sobre Producao em Regime Especial - Junho de 2014- ERSE. . . . . . . . . . . . . . . . 37

4.4 Custo Medio por Tecnologia em Euros/MWh em Portugal em 2013 e 2014. Fonte: ”Informacao

sobre Producao em Regime Especial - Junho de 2014- ERSE. . . . . . . . . . . . . . . . 38

4.5 Evolucao do Custo Medio Anual da Energia PRE e do Preco de Referencia em Mercado

Regulado em Euros/MWh em Portugal. Fonte: ”Informacao sobre Producao em Regime

Especial - Junho de 2014- ERSE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

xiii

4.6 Custo de aquisicao de energia eletrica a Producao em Regime Especial. Fonte: ”Provei-

tos Permitidos das Empresas Reguladas do Setor Eletrico em 2013”e ”Proveitos Permiti-

dos das Empresas Reguladas do Setor Eletrico em 2014- ERSE. . . . . . . . . . . . . . . 40

4.7 Diagrama de Consumo e Producao de Portugal no dia 24 de fevereiro de 2014. Fonte:

REN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

4.8 Diagrama de Producao em Regime Especial tıpico de Portugal. Fonte: REN. . . . . . . . 42

4.9 Funcionamento da Complementaridade Hıdrica-Eolica. Fonte: EDP. . . . . . . . . . . . . 43

4.10 Ajustamento da Producao Eolica ao Consumo. Fonte: EDP. . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.11 Evolucao da Potencia Instalada Renovavel em MW entre 2008 e 2014 em Espanha -

Dados da CNMC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4.12 Evolucao da Energia Produzida Anual em GWh atraves de Fontes Renovaveis entre 2008

e 2013 em Espanha - Dados da CNMC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4.13 Objetivos para a Producao de Energia Eletrica atraves de Fontes Renovaveis para 2020

em Espanha- PANER 2011-2020. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.14 Custo Medio por MWh da Producao em Regime Especial em Espanha entre 2008 e 2014

- CNMC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.15 Custo Medio em Mercado e atraves de Tarifa Fixa por MWh da Producao em Regime

Especial em Espanha entre 2008 e 2014 - CNMC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

5.1 Estrutura dos Precos de Eletricidade em BTN ≤ 20.7 kVA em Portugal. Fonte: ”Composicao

dos Precos da Eletricidade para 2013- ERSE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

5.2 Evolucao dos Custos de Interesse Economico Geral em Portugal. Fonte: ”Tarifas e

Precos para a Energia Eletrica e Outros Servicos em 2014- ERSE. . . . . . . . . . . . . . 52

5.3 Diferimentos dos Custos de Interesse Economico Geral em Portugal. Fonte: Revista

Neutro a Terra No11 - 1o semestre de 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

5.4 Evolucao da Dıvida Tarifaria em Portugal. Fonte: “Tarifas e Precos para a Energia Eletrica

- dezembro de 2013- ERSE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5.5 Evolucao dos Sobrecustos com Convergencia Tarifaria. Fonte: Revista Neutro a Terra

No11 - 1o semestre de 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

5.6 Amortizacoes e Juros da Dıvida Tarifaria em 2015. Fonte: Comunicado: ”Proposta de

Tarifas e Precos para a Energia Eletrica em 2015- ERSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

5.7 Evolucao dos sobrecustos anuais e acumulados (valores em milhoes de euros) devido

a componente da producao eolica na PRE para o perıodo entre 2014 e 2027. Fonte:

Revista Neutro a Terra No11 - 1o semestre de 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

5.8 Custos de Interesse Economico Geral entre 1999 e 2015. Fonte: ”Proposta de Tarifas e

Precos para a Energia Eletrica em 2015- ERSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

5.9 Evolucao dos sobrecustos acumulados (milhoes de euros) devido a producao eolica com

e sem compensacao prevista pelo Decreto-Lei 35/2013. Fonte: Revista Neutro a Terra

No11 - 1o semestre de 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

xiv

5.10 Defice Anual das Atividades Reguladas entre 2002 e 2012 em milhoes de euros. Fonte:

UNESA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.11 Evolucao dos Custos Regulados em Espanha. Fonte: UNESA. . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.12 Evolucao das Componentes da Fatura de Energia Eletrica em Espanha. Fonte: UNESA. 62

5.13 Distribuicao da dıvida tarifaria de Espanha a 10/05/2013 e a 06/03/2014. Fonte: ”Nota

Resumen del Saldo de la Deuda del Sistema Electrico a 10/05/2013”e ”Informe sobre

el Proyecto de R.D. por el que se regula el procedimiento de cesion de los derechos

de cobro del deficit del ano 2013 y se desarrolla la metodologıa de calculo del tipo de

interes que devengaran los derechos de cobro de los deficit de ingresos y los desajustes

temporales- CNE e CNMC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

xv

xvi

Capıtulo 1

Introducao

O setor eletrico fornece um recurso necessario, de forma mais ou menos intensa, ao funcionamento de

toda a economia. Os precos da energia tem um impacte direto nos custos e na competitividade dos

produtos nacionais. Desta forma, as ineficiencias do mercado energetico produzem impactes negativos

na economia como um todo. Trata-se, assim, de um setor fundamental na dinamizacao da economia e

um fator de competitividade para a industria e servicos. A energia em Portugal e Espanha representa

uma fatia muito significativa dos custos de producao das empresas tornando-se ainda mais relevante

em industrias muitos dependentes de energia eletrica.

O preco elevado da energia eletrica tem sido um grande fardo para a maior parte dos consumidores

domesticos e um grande entrave para a sustentabilidade das empresas portuguesas e espanholas,

tornando-as pouco competitivas. Assim, esta dissertacao tem como objetivo salientar a importancia

do Setor Eletrico na economia e dar a compreender a estrutura tarifaria. Tambem se pretende propor

alteracoes ao setor que diminuam os custos energeticos e o defice tarifario.

Na presente dissertacao e possıvel compreender o funcionamento do setor eletrico, as alteracoes que

houve nas ultimas decadas e o processo de liberalizacao que ainda nao terminou totalmente. Tambem

e possıvel analisar o mix energetico existente em Portugal e Espanha, nomeadamente as tecnologias

que mais tem crescido, as que mais produzem e as que mais contribuem para a satisfacao da procura.

No capıtulo 3 e possıvel compreender o funcionamento dos varios mercados na Penınsula Iberica

relacionados com o setor eletrico, nomeadamente o Mercado de Energia Electrica e o Mercado de

Licencas de Emissao de Dioxido de Carbono. Neste capıtulo tambem se encontram analisadas as

interligacoes eletricas que sustentam os mercados de eletricidade.

A Producao em Regime Especial esta descrita no capıtulo 4. E possıvel encontrar uma analise mais

completa dos produtores renovaveis e da cogeracao, tanto em termos tecnologicos como economicos.

No Capıtulo 5 estao descritos os Defices Tarifarios de Portugal e Espanha. E possıvel compreender as

origens e consequencias que as dıvidas tarifarias dos setores eletricos tem nas duas economias.

Por fim, no capıtulo da conclusao, encontra-se um breve resumo que sintetiza cada um dos capıtulos,

enquadrando as varias conclusoes numa conclusao global da dissertacao.

1

2

Capıtulo 2

Enquadramento e Funcionamento do

Setor Eletrico

2.1 Metas Europeias �20-20-20�

2.1.1 A abordagem da Uniao Europeia

A Uniao Europeia tem tido, desde cedo, uma grande preocupacao com as alteracoes climaticas, in-

centivando a passagem para uma economia com baixas emissoes de carbono. Comprometeu-se, em

1990, a estabilizar as emissoes de Dioxido de Carbono ate 2000 nos nıveis registados nesse mesmo

ano. Cumprindo esse mesmo objectivo, tomou uma serie de outras medidas polıticas para reduzir

as emissoes de gases com efeito de estufa, nomeadamente atraves do programa europeu para as

alteracoes climaticas, lancado em 2000.

Ficou definido que, para 2020, alguns dos objetivos mais ambiciosos seriam no domınio do clima e da

energia. Assim, a Uniao foi a primeira regiao do mundo a aprovar legislacao vinculativa para assegurar

que esses objetivos serao de facto alcancados. As medidas tomadas baseiam-se na reducao em 20%

das emissoes de gases com efeito de estufa, relativamente aos nıveis de 1990.

Para um horizonte ate 2050, a Uniao Europeia fixou como objetivo reduzir as emissoes para nıveis entre

80% e 95% inferiores aos nıveis de 1990.

2.1.2 A estrategia �Europa 2020�

A luta contra as alteracoes climaticas e um dos cinco temas principais da estrategia �Europa 2020� para

um crescimento inteligente, sustentavel e inclusivo. A Uniao Europeia estabeleceu, assim, objetivos es-

pecıficos neste domınio. As medidas visam assegurar que, ate 2020, se registara uma diminuicao de

20% das emissoes de gases com efeito de estufa na Uniao Europeia, que 20% da energia produzida

e proveniente de fontes de renovaveis e que a eficiencia energetica sera melhorada em 20%. O ultimo

pacote de medidas legislativas vinculativas relativas ao clima e a energia entrou em vigor em junho de

2009.

3

Esse pacote legislativo fixa metas nacionais obrigatorias para as energias renovaveis, onde ficam refle-

tidas as diferencas dos Estados-Membros em relacao ao ponto de partida e ao potencial para aumen-

tarem este tipo de producao, bem como no que se refere as emissoes dos setores nao abrangidos pelo

regime de comercio de emissoes da Uniao Europeia.

As metas nacionais para 2020 em relacao as energias renovaveis variam entre 10% para Malta, uma

vez que o setor em questao esta muito pouco desenvolvido, e 49% para a Suecia, cujo setor assenta

na energia hıdrica e na bioenergia. Se as varias metas nacionais forem cumpridas, a Uniao Europeia

conseguira atingir, no seu conjunto, o objetivo de 20% de energias renovaveis no consumo de energia,

conseguindo assim um aumento substancial da percentagem que, em 2010, era de 12,5% em media.

Em 2012, foi adotada legislacao que estabelece metas nacionais nao vinculativas, com o objetivo de

assegurar uma melhor eficiencia energetica.

Ja em 2014, a Comissao Europeia apresentou uma proposta �Europa 2030� para a fixacao de novas

metas para a reducao dos gases com efeito de estufa, sobretudo o CO2, e para o aumento da parte

das energias renovaveis no consumo energetico. No caso dos gases com efeito de estufa, Bruxelas

propoe uma meta de reducao das emissoes de 40% em 2030 face aos valores de 1990. Em comple-

mento desta medida, a Comissao propoe que a parte das energias renovaveis (solar ou eolica) suba

para 27% do consumo energetico total. Ao contrario da meta do CO2, que e obrigatoria para todos os

paıses, no caso das energias renovaveis a meta de 27% so e vinculativa ao nıvel europeu, ficando os

Estados-membros livres de decidir como a aplicar. Apesar desta proposta, os ambientalistas conside-

ram o corte das emissoes deveria ser de 50% em 2030 para a Uniao Europeia poder cumprir o seu

compromisso de reducao de 85% a 90% em 2050. Ja os comissarios alemao, italiano e polaco, querem

limitar as reducoes de CO2 a 35% para nao afetar a competitividade da industria europeia.

2.2 Estrutura do Sector Electrico Iberico

O Parlamento Europeu estabeleceu, atraves da emissao da Diretiva 2003/54/CE em 23 de Junho de

2003, regras comuns para: producao, transporte e distribuicao de eletricidade; organizacao e funci-

onamento do sector; acesso a mercado; criterios e mecanismos aplicaveis a concursos; concessao

de autorizacoes; exploracao de redes. Permitiu tambem, por outro lado, que cada cliente pudesse

optar por um comercializador a sua livre escolha a partir de dia 1 de Julho de 2007. O processo

de liberalizacao do sector electrico iniciou-se em 1995 e acabou em 2006. No inıcio, so os clientes

de tensao e consumos mais elevados e que podiam escolher livremente o seu fornecedor. Em 2004

comecou a ser permitido aos clientes de baixa tensao e menores potencias contratadas e, em 2006, o

processo estendeu-se a todos os clientes. O processo de liberalizacao do Sector Electrico, semelhante

por toda a Europa, impoe uma organizacao caracterizada por tres vertentes fundamentais:

Producao de Energia

A producao de eletricidade e totalmente liberalizada, funcionando em logica de mercado e em regime

de livre concorrencia, sendo necessaria a atribuicao de uma licenca. A producao pode subdividir-se

4

em dois regimes: Ordinario e Especial. O Regime Ordinario deve a sua producao a fontes de energia

nao renovavel e grandes centrais hıdricas, como o carvao e gas natural e a fontes de producao hıdrica

acima de 10 MW. O Regime Especial deve a sua producao a fontes de energia renovavel e cogeracao.

Transporte e distribuicao

Em Portugal, o transporte de energia em Muito Alta Tensao e feito atraves da Rede Nacional de Trans-

porte. Esta atividade e regulada, sendo a REN (Rede Electrica Nacional) a concessionaria responsavel,

de acordo com o artigo no69 do Decreto-Lei 29/2006, e no seguimento da atribuicao de concessao a

REN constante do artigo no64 do Decreto-Lei 182/95, de 27 de Julho.

A REN e responsavel pelo planeamento, implementacao e operacao da rede nacional de transmissao,

da infra-estrutura associada e de todas as interconexoes e outras facilidades necessarias a operacao

da rede nacional de transporte. A concessao tambem preve que a REN coordene as infra-estruturas

do Sistema Electrico Nacional para garantir a operacao integrada e eficiente do sistema e, bem assim,

a continuidade e seguranca do abastecimento de eletricidade.

A distribuicao, em Alta e Media Tensao, e feita pela RND (Rede Nacional de Distribuicao) e, em Baixa

Tensao, e feita pelas RMD (Redes Municipais de Distribuicao). A RND e as redes municipais sao re-

guladas pelo Estado Portugues. Esta concessao exclusiva do direito de operar a rede nacional de

distribuicao esta atribuıda a subsidiaria do grupo EDP, EDP Distribuicao, conforme o artigo no 70 do

Decreto-Lei 29/2006, em resultado da conversao da licenca detida pela EDP Distribuicao ao abrigo

da Antiga Lei Base de Eletricidade. Os termos da concessao estao estabelecidos nos Decreto-Lei

172/2006. As redes municipais estao atribuıdas a EDP Distribuicao atraves de contratos com os mu-

nicıpios.

Em Espanha, quem tem a concessao do transporte de energia e a REE (Red Electrica de Espana)

atraves da Lei 17/2007 do sector eletrico espanhol. Em relacao a distribuicao, existem varias empresas

regionais com concessao: cerca de duzentos e trinta pequenos distribuidores (2%) e cinco grandes

distribuidores podendo-se destacar a Endesa e a Iberdrola (76%).

Comercializacao

A comercializacao funciona em logica de mercado e em regime de livre concorrencia, sendo tambem

necessaria uma licenca como no caso da producao. Estao, desta forma, abertas a concorrencia, vi-

sando a promocao da eficiencia na gestao e da operacao dos recursos afetos a estas atividades. O

CUR (Comercializador de Ultimo Recurso) garante o fornecimento de eletricidade com tarifas reguladas

sem interrupcao e sem comprometer a qualidade de servico.

A licenca de Comercializador de Ultimo Recurso em Portugal pertence a EDP Servico Universal, SA

(EDP SU), criada, por sua vez, pela EDP Distribuicao e pelas concessionarias da rede de distribuicao

de baixa tensao ate que o mercado livre seja eficiente e ate que a respectiva concessao expire.

O Decreto-Lei 264/2007 de 24 de Julho veio determinar que o comercializador de ultimo recurso, neste

5

caso a EDP SU, e obrigado a adquirir energia a prazo, nos mercados geridos pelo OMIP e pela So-

ciedade de Compensacao de Mercados de Energia, S.A. (“OMIClear”), em quantidades e nos leiloes

definidos pela Direcao Geral de Energia e Geologia.

O comercializador de ultimo recurso tem de gerir as diferentes formas de contratos com vista a comprar

a energia ao menor custo possıvel. A energia adquirida em excesso pelo comercializador de ultimo

recurso e revendida no mercado organizado.

E importante salientar que, atualmente, e o CUR que tem a responsabilidade de adquirir a totalidade

da energia eletrica produzida pelos produtores em regime especial.

Em Espanha, existem cinco empresas comercializadoras de ultimo recurso: Endesa Energıa XXI,

S.L.; Iberdrola Comercializacion de Ultimo Recurso, S.A.U.; Union Fenosa Metra, S.L.; Hidrocantabrico

Energıa Ultimo Recurso S.A.U.; E.ON Comercializadora de Ultimo Recurso, S.L..

Monopolios Naturais

Tornou-se possıvel, atraves deste processo, que todos os consumidores possam escolher o seu forne-

cedor de eletricidade, tanto nacional como estrangeiro. No entanto, as atividades de transporte e de

distribuicao de energia eletrica estao assentes em redes que permitem, por sua vez, que a energia seja

entregue diretamente nas instalacoes consumidoras. Estas redes sao consideradas monopolios natu-

rais. Economicamente, e mais eficiente a manutencao de uma estrutura monopolista nestas atividades

que a sua abertura a mecanismos de concorrencia, estando sujeitos a regulacao, tendo-se consagrado

o princıpio de acesso livre por terceiros mediante o pagamento de uma tarifa regulada.

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2.2.1 Mercado Grossista

O mercado grossista, de acordo com o MIBEL (Mercado Iberico de Energia Eletrica), rege-se por um

conjunto de modalidades de contratacao complementares. O setor eletrico carateriza-se por necessitar

de equilıbrio sıncrono entre a producao e o consumo, nao sendo possıvel prever com exactidao a

necessidade de abastecimento no horizonte temporal como em outros setores.

OMIP

O Mercado de Contratacao a Prazo (OMIP) estabelece compromissos de compra e producao de energia

eletrica entre as partes a longo prazo. Existem duas possibilidades neste tipo de mercado: entrega de

energia ou entrega de valores monetarios compensatorios, denominados por liquidacao de energia e

liquidacao financeira respetivamente.

OMEL

O Mercado Spot de Contratacao a vista (OMEL) rege-se por contratacao diaria e ajustes intradiarios.

A venda (producao) e a compra de energia (consumo) sao negociados na vespera do dia em questao.

No dia em questao, existe o mercado intradiario que realiza varias sessoes.

Mercado de Servicos de Sistema

O Mercado de Servicos de Sistema garante o equilıbrio, em tempo real, da producao e do consumo de

energia eletrica. Uma vez que a REN e o unico comprador, o mercado e monopsonista.

Mercado de Contratacao Bilateral

No Mercado de Contratacao Bilateral e possıvel, entre as duas partes, contratar a compra e a venda de

energia para diversos horizontes temporais.

7

Composicao da Oferta - Portugal

Para se avaliar o mercado grossista, deve-se caracterizar o parque eletroprodutor instalado e a sua

producao efetiva. Para isso, importa analisar a evolucao do parque instalado em termos de energia

primaria utilizada.

Em dezembro de 2014, a potencia instalada em Portugal era de 17.840 MW, dos quais 10.854 MW

correspondem a regime ordinario e 6.986 MW a regime especial, como se pode ver na tabela.

Tabela 2.1: Potencia Instalada em Portugal em MW. Fonte: REN – “Sistema Eletroprodutor - InformacaoMensal” de Dezembro 2006 a Dezembro de 2014.

Tecnologia 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Hidroeletrica 4.582 4.579 4.579 4.579 4.579 4.980 5.239 5.239 5.269Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0Carvao 1.776 1.776 1.776 1.756 1.756 1.756 1.756 1.756 1.756Gas Natural CC 2.166 2.166 2.166 2.992 3.829 3.829 3.829 3.829 3.829Fueloleo 1.712 1.712 1.712 1.712 1.656 1.657 946 0 0Gasoleo 197 165 165 165 165 165 165 165 0Total R. Ordinario 10.433 10.398 10.398 11.204 11.985 12.387 11.935 10.989 10.854Termica PRE 1.299 1.362 1.424 1.610 1.680 1.860 1.730 1.739 1.637Hidraulica PRE 370 374 385 395 410 412 415 413 415Eolica 1.517 2.048 2.662 3.357 3.706 4.080 4.192 4.368 4.541Fotovoltaico 1 13 53 95 123 155 220 282 393Energia Ondas 0 0 2 0 0 0 0 0 0Total R. Especial 3.187 3.797 4.526 5.457 5.919 6.507 6.557 6.802 6.986TOTAL 13.620 14.195 14.924 16.661 17.904 18.894 18.492 17.791 17.840

Figura 2.1: Evolucao da Potencia Instalada em Portugal. Fonte: REN – “Sistema Eletroprodutor -Informacao Mensal” de Dezembro 2006 a Dezembro de 2014 e elaboracao propria.

E possıvel ver, na figura 2.1, que nos ultimos anos houve um aumento significativo de potencia instalada

em Regime Especial no parque eletroprodutor portugues. Das tecnologias pertencentes a este regime,

foi a eolica que mais aumentou.

Em relacao aos Produtores em Regime Ordinario, a potencia instalada manteve-se estavel, podendo

contudo salientar-se o aumento da potencia de Gas Natural e Ciclo Combinado em contraste com a

diminuicao e eliminacao da producao atraves de fueloleo.

E possıvel ver, na figura 2.2, as percentagens de energia provenientes de Produtores em Regime

Especial e Ordinario que cobrem a procura de energia electrica em Portugal continental. As centrais

8

em Regime Ordinario Termicas forneceram 37% da procura em 2013, 10% menos que em 2012. As

centrais em Regime Especial continuam a ganhar peso no Mix Energetico cobrindo 57% da procura,

10% mais que em 2012.

Figura 2.2: Peso da Producao Renovavel e Nao-Renovavel no Mix Energetico em Portugal. Fonte: REN– “Sistema Eletroprodutor - Informacao Mensal - Dezembro 2013”.

Figura 2.3: Cobertura da Procura de Energia Eletrica em Portugal em 2013. Fonte: REN – “SistemaEletroprodutor - Informacao Mensal - Dezembro 2013”.

Em relacao as tecnologias que compoem o Regime Ordinario, e possıvel verificar que a producao

hidraulica e termica a partir de carvao cobrem grande parte da procura anual. Apesar da producao

hidraulica constituir uma fonte de energia de custo reduzido, a sua producao pode variar muito em

funcao da disponibilidade hıdrica. A producao termica a partir de carvao torna-se assim importante,

dadas as suas caracterısticas de operacao, disponibilidade e custo, uma vez que cobre habitualmente

as oscilacoes da producao hıdrica e de origem renovavel. Em relacao aos dois regimes, e de salientar

o peso que a energia eolica tem no mix energetico, contribuindo tanto como as grandes hıdricas, sendo

a tecnologia dos produtores em Regime Especial que mais contribui.

9

Figura 2.4: Relacao entre Potencia Total do Parque Eletroprodutor Portugues e Procura Maxima Anual.Fonte: REN – “Sistema Eletroprodutor - Informacao Mensal” de Dezembro 2006 a Dezembro de 2014e elaboracao propria.

Na figura 2.4 e possıvel ver a diferenca entre a potencia instalada em Portugal e a procura maxima

(ponta) anual, sendo tambem possıvel ver que a procura tem decrescido nos ultimos dois anos. Esta

diferenca deve-se, sobretudo, as indisponibilidades do parque termico, intermitencia eolica e variabili-

dade hıdrica, tendo vindo a crescer com o aumento de Producao em Regime Especial. Assim, para

determinar o valor real da margem de capacidade, e preciso conhecer a potencia disponıvel para que se

possa evitar situacoes em que nao seja possıvel atender a totalidade da procura. Assim, em situacoes

extremas em que apenas 6% de potencia eolica e 20% de potencia hıdrica estao disponıveis, o parque

eletroprodutor portugues nao teria capacidade de forma isolada (sem interligacoes a Espanha) para

situacoes de procura maxima caso houvesse indisponibilidades por parte dos produtores despachaveis

.

A caracterizacao do mercado grossista passa tambem por uma avaliacao da concentracao empresarial,

quer ao nıvel global, quer ao nıvel de cada uma das tecnologias de producao. Assim, em complemento a

analise da reparticao da capacidade instalada por tecnologia, importa caraterizar a reparticao do parque

instalado por entidade detentora ou gestora, efetuada nas figuras 2.5 e 2.6, sendo constatavel que a

EDP detem a maior parte do parque eletroprodutor portugues. No entanto, a sua expressao tem vindo

a reduzir-se, sobretudo em 2012, quer em termos relativos quer em termos absolutos, nomeadamente

devido ao incremento da contribuicao de outros agentes que operam no segmento da PRE, aumento da

producao da nova central de ciclo combinado da Endesa e tambem devido ao encerramento da Central

do Carregado composta por seis grupos (710 MW na totalidade) que era apenas utilizada em horas de

ponta.

10

Figura 2.5: Evolucao da potencia instalada e das quotas de energia produzida por agente. Fonte: ERSE- ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de 2013”. Nao inclui os valores de energia deimportacao.

A quota do grupo EDP na capacidade instalada tem vindo a reduzir-se, sobretudo devido ao crescimento

da Producao em Regime Especial, na qual a EDP tem uma posicao individual minoritaria. No perıodo

entre 2003 e 2012, a quota da EDP na capacidade instalada total reduziu-se em cerca de 18%, tendo

sido observada uma reducao entre 2009 e 2012 da ordem dos 7%.

Em termos de energia produzida, como se pode ver na figura 2.6, a evolucao entre 2003 e 2012 aponta

no sentido de evolucoes distintas da quota de producao por parte da EDP nas principais tecnologias.

Ha a registar uma relativa estabilizacao das quotas nas producoes hıdrica e a carvao, embora com um

ligeiro aumento entre 2009 e 2011 no caso do carvao. Em 2012, a EDP perdeu quota na producao

hıdrica, facto que se deve a existencia de pouca agua no sistema, fruto de um ano seco.

No caso do carvao, o aumento da expressao da EDP de 2009 a 2011 e explicado pela hierarquizacao

de custos marginais das duas centrais existentes em Portugal continental. Com efeito, embora a central

detida pela EDP apresente rendimentos nominais mais baixos que a que e atualmente operada pela

REN Trading, a proximidade da central de Sines (EDP) ao terminal de descarga de carvao faz com que o

custo de transporte seja minimizado face a central do Pego, que se situa a cerca de 200km de distancia

do mesmo porto de entrada do carvao. Contudo, e apesar deste facto, esta situacao inverteu-se em

2012, tendo a REN Trading uma quota significativamente superior aos registados em anos anteriores,

o que se pode atribuir a questoes de gestao do contrato de aprovisionamento de carvao aquela central.

No caso dos ciclos combinados a gas natural, apos o perıodo de entrada em exploracao de investimen-

tos por parte da EDP, a segunda metade do ano de 2010 foi assinalada pela entrada em servico da

Endesa, facto que contribuiu para a reducao da sua participacao relativa neste segmento de producao.

Ja em 2012, a participacao da EDP aumentou devido a um abrandamento da producao da REN Trading.

Em relacao a Producao em Regime Especial, ha a registar uma relativa estabilizacao da quota dos

participantes, embora a EDP tenha tido um ligeiro decrescimo entre 2009 e 2012.

Conjugando todos os fatores, o nıvel de concentracao do segmento de producao de energia eletrica em

Portugal e elevado, desde logo em termos de capacidade instalada, como o demonstra a figura 2.7, que

apresenta os valores do ındice de Hirschman-Herfindall (HHI), que mede a concentracao empresarial

11

Figura 2.6: Evolucao das quotas de energia produzida por agentes nas diferentes tecnologias. Fonte:ERSE - ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de 2013”. Nao inclui os valores de energiade importacao

por tecnologia. Este ındice pode variar entre 0 (concorrencia perfeita) e 10.000 (monopolio).

Importa reter que, por impossibilidade de analise mais refinada da ERSE, a producao em regime

especial nao controlada pela EDP e, para efeitos de calculo dos indicadores HHI, considerada uma

unica quota de mercado, nao sendo possıvel observar a real evolucao da concentracao empresarial na

producao em regime especial e, por outro lado, os valores de concentracao global serao maiores dos

que realmente existem na estrutura do mercado atual.

Entre 2003 e 2012, houve um decrescimo gradual da concentracao global da oferta de capacidade

no sistema portugues, principalmente devido ao aumento da capacidade de Producao em Regime Es-

pecial, como se pode constatar atraves dos valores HHI. Em relacao ao carvao nao se registaram

alteracoes na concentracao de mercado e, no caso das hıdricas, a entrada em exploracao dos reforcos

de potencia de duas centrais detidas pela EDP conduziu a um aumento da concentracao empresarial

nesta tecnologia.

Em relacao a concentracao para a producao de energia eletrica, e possıvel verificar na figura 2.8 que,

globalmente, a producao foi, em 2012, empresarialmente menos concentrada que no ano anterior. Este

facto deve-se fundamentalmente a reducao da concentracao nas fileiras de hıdrica e carvao, enquanto

a posicao do grupo EDP na producao em regime especial se mantem como minoritaria face ao resto.

12

Figura 2.7: Indice de Hirschman-Herfindall - Concentracao na producao em termos de capacidadeinstalada. Fonte: ERSE - ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de 2013”.

Figura 2.8: Indice de Hirschman-Herfindall - Concentracao na producao em termos de producao deenergia eletrica. Fonte: ERSE - ”Relatorio Anual para a Comissao Europeia - Agosto de 2013”.

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Composicao da Oferta - Espanha

A 31 de dezembro de 2014, a potencia instalada em Espanha era de 102.265 MW, dos quais 62.497

MW correspondem a regime ordinario e 39.765 MW a regime especial.

Tabela 2.2: Potencia Instalada em Espanha em MW. Fonte: REE – “Sistema electrico espanol 2010”de 2006 a 2007, REE – “Sistema electrico espanol 2012” de 2008 a 2012, REE - ”boletın mensual -deciembre 2013” para 2013 e REE - ”boletın mensual - deciembre 2014” para 2014.

Tecnologia 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Hidroeletrica 17.499 17.505 17.554 17.554 17.564 17.567 17.761 17.765 17.786Nuclear 7.716 7.716 7.716 7.716 7.777 7.853 7.853 7.866 7.866Carvao 11.424 11.356 11.359 11.359 11.380 11.620 11.248 11.131 10.972Fuel/Gas 6.647 4.768 4.401 3.008 2.282 833 520 520 520Gas Natural CC 15.504 20.962 21.726 23.116 25.285 25.319 25.340 25.353 25.353Total R. Ordinario 58.790 62.307 62.756 62.753 64.288 63.192 62.722 62.635 62.497Hidraulica PRE 1.786 1.887 1.981 2.024 2.038 2.043 2.042 2.086 2.105Eolica 11.521 14.667 15.977 18.722 19.569 21.011 22.573 22.746 22.845Solar 153 663 3.268 3.480 4.188 5.060 6.298 6.738 6.728Termica Ren. 798 811 595 723 761 867 953 981 1.012Termica Nao Ren. 5.869 5.988 6.797 7.019 7.183 7.265 7.240 7.123 7.075Total R. Especial 20.127 24.016 28.618 31.968 33.739 36.246 39.106 39.674 39.765TOTAL 78.917 86.323 91.374 94.721 98.027 99.438 101.828 102.309 102.262

Figura 2.9: Evolucao da Potencia Instalada em Espanha. Fonte: REE – “Sistema electrico espanol2010” de 2006 a 2007, “Sistema electrico espanol 2012” de 2008 a 2012, ”boletın mensual - deciembre2013” para 2013, REE - ”boletın mensual - deciembre 2014” para 2014 e elaboracao propria.

Tal como em Portugal, e possıvel ver na figura 2.9 que em Espanha tambem houve um crescimento

significativo da potencia instalada de Producao em Regime Especial, sobretudo eolica. Em relacao a

Producao em Regime Ordinario que se manteve estavel em termos absolutos, a producao a partir de

Fuel/Gas decresceu e extinguiu-se, dando lugar a producao atraves de Gas Natural e Ciclo Combi-

nado.

E possıvel ver, na figura 2.10, as percentagens de energia provenientes de Produtores em Regime

Especial e Regime Ordinario que cobrem a procura de energia electrica peninsular. As centrais em Re-

gime Ordinario forneceram 65.03% da procura em 2011, 61.95% em 2012 e 57.48% em 2013, pesando

cada vez menos no mix energetico. Por outro lado, a Producao em Regime Especial ganha cada vez

mais importancia, contribuindo 34.97% em 2011, 38.05% em 2012 e 42.52% em 2013.

14

2011 2012 2013

PRO PRE

65.03%

34.97%

61.95%

38.05%

57.48%

42.52%

Figura 2.10: Peso da PRO e da PRE no Mix Energetico em Espanha. Fonte: REE – “Informe Anual delSistema Electrico Espanol 2012 - Cobertura de la Demanda” , “El Sistema Electrico Espanol - Avancedel Informe 2013” e elaboracao propria.

O saldo energetico das interligacoes com outros paıses e positivo, visto que Espanha tem exportado

energia nos ultimos anos. Assim, ao contrario de Portugal, essa componente nao entra na oferta de

energia eletrica.

Na tabela que se segue, e possıvel ver a energia produzida por cada tecnologia e o seu peso no mix

energetico espanhol peninsular nos ultimos tres anos.

Tabela 2.3: Energia Produzida em Espanha em GWh. Fonte: REE – “Informe Anual del SistemaElectrico Espanol 2012 - Cobertura de la Demanda” , “El Sistema Electrico Espanol - Avance del Informe2013”, “El Sistema Electrico Espanol - Avance del Informe 2014” e elaboracao propria.

Tipo de Producao 2011 2012 2013 2014Hidraulica s/ bombagem 20.324 11.566 27.660 35.850Nuclear 57.731 61.470 56.815 57.376Carvao 43.488 54.721 39.771 44.064Gas Natural CC 50.734 38.593 25.036 21.933Total Regime Ordinario 172.277 166.350 149.282 159.223Hidraulica PRE 5.294 4.633 7.032 7.065Eolica PRE 42.105 48.103 54.478 50.622Solar Fotovoltaica PRE 7.092 7.803 7.996 7.778Solar Termica PRE 1.832 3.443 4.544 4.959Termica Renovavel PRE 4.285 4.729 5.027 4.717Termica Nao Renovavel PRE 32.051 33.442 31.977 25.595Total Regime Especial 92.659 102.153 111.054 100.736TOTAL 264.936 268.503 260.336 259.959

Em relacao as tecnologias que compoem o Regime Ordinario, e possıvel verificar que a tecnologia

nuclear e muito importante, visto que consiste numa tecnologia base com uma utilizacao constante e

muito elevada (21,8% em 2013 e 22,1%). Pelo contrario, as centrais hidroeletricas podem variar muito

a sua producao em funcao da disponibilidade hıdrica, apesar de terem grande influencia na cobertura

da procura anual, ja que constituem uma fonte de energia de custo reduzido. E possıvel ver que, no ano

2012, a producao hıdrica foi anormalmente baixa devido ao facto do ano ter sido muito seco. Tal como

em Portugal, a producao termica a partir de carvao e gas natural e ciclo combinado assume importancia

15

para cobrir as habituais oscilacoes da producao hıdrica e renovavel. Tambem em Espanha, apesar da

grande intermitencia, a tecnologia eolica e das que mais produz do mix energetico, sendo a fonte mais

importante dos produtores em Regime Especial.

Figura 2.11: Cobertura da Procura de Energia Eletrica em Espanha. Fonte: REE – “Informe Anual delSistema Electrico Espanol 2012 - Cobertura de la Demanda” , “El Sistema Electrico Espanol - Avancedel Informe 2013” e elaboracao propria.

A reconversao que se levou a cabo no sector do carvao espanhol no ambito do Plano ”1998-2005 de la

Minerıa del Carbon y Desarrollo Alternativo de las Comarcas Mineras” e as condicionantes ambientais

que afetam fundamentalmente as emissoes de dioxido de enxofre, estao a originar uma substituicao do

carvao nacional pelo carvao importado. Adicionalmente, o sistema de comercio de emissoes de CO2

que comecou a funcionar em 2005, constitui mais uma barreira para o carvao, devido as suas altas

emissoes especıficas. Com a descida de preco do carvao internacional que se tem vindo a verificar

e com a aprovacao do Real Decreto 134/2010 de 12 de fevereiro de 2010, produziu-se nesse ano um

aumento da participacao das centrais de carvao autoctone no mix energetico espanhol, em detrimento

de outras tecnologias termicas, como as centrais de fuel/gas e de ciclos combinados. Com a entrada

em vigor do referido documento, ficou aprovado o mecanismo de resolucao de restricoes por garantia

de potencia. Consiste na remuneracao diaria por parte do mercado ou do operador de mercado de

certas instalacoes que consomem carvao autoctone para a producao de energia electrica, segundo um

plano previo, com o objectivo de evitar o desaparecimento no curto prazo das centrais a carvao nao

rentaveis e da industria mineira de Castela e Leao e Asturias.

Ao se comparar a potencia instalada com o pico de procura anual, e possıvel verificar um afastamento

entre as duas grandezas, como se pode ver na figura 2.12. Este facto deve-se, fundamentalmente,

ao crescimento da potencia instalada em regime especial. No entanto, devido a variabilidade da dis-

ponibilidade hıdrica, intermitencia eolica e a aleatoriedade das indisponibilidades do parque termico,

nem toda a potencia instalada se encontra disponıvel durante os episodios de consumo maximo. No

entanto, ao contrario de Portugal, o parque eletroprodutor espanhol tem capacidade para episodios de

procura maxima, mesmo em condicoes extremas de seca e de falta de vento. Por outras palavras,

mesmo com 6% de potencia eolica, 20% de potencia hıdrica e 0% de potencia solar disponıveis, o

parque eletroprodutor espanhol continua a ser suficiente.

16

Figura 2.12: Relacao entre Potencia Total do Parque Eletroprodutor Espanhol e Procura Maxima Anual.Fonte: ”Informes Red Electrica de Espana”e elaboracao propria.

A caracterizacao do mercado grossista passa tambem por uma avaliacao das quotas empresariais de

energia produzida. Em Espanha, ao contrario de Portugal, a potencia instalada por empresa nao esta

disponibilizada, sendo apenas possıvel saber qual a quota da energia produzida por empresa em 2011

e 2012.

Tabela 2.4: Quotas dos Agentes Produtores de Energia Eletrica em Espanha Peninsular em 2011 e2012. Fonte: Comision Nacional de Energia

Empresas Quotas em 2011 Quotas em 2012Total PRE apenas 24,4% 26,2%EGL 7,4% 8,1%Acciona 4,5% 4,7%Energy VM 2,6% 2,7%Nexus 1,9% 2,2%Wind to Market 1,8% 2,2%DETISA 0,8% 0,8%Abengoa 0,5% 0,6%Sacyr Vallehermoso 0,6% 0,5%Outras 4,3% 4,4%Total PRO e PRE 69,8% 67,2%Endesa 22,7% 23,7%Iberdrola 23,5% 20,1%Gas Natural Fenosa 15,0% 14,4%EDP Hidrocantabrico 5,7% 6,0%E.ON 2,9% 3,8%Total PRO apenas 2,9% 3,7%Importacoes 2,9% 2,9%Total 100% 100%

17

Os dados anteriores foram disponibilizados pela Comissao Nacional de Energia de Espanha no ”In-

forme sobre la evolucion de la competencia en los mercados de gas y electricidad. Periodo 2008-2010

y Avance 2011” e ”Spanish Energy Regulator’s National Report to the European Commission 2013”.

Tambem e possıvel ver, nos mesmos relatorios, os valores de HHI da producao em Espanha Penin-

sular, que variam entre 0 (concorrencia perfeita) e 10.000 (monopolio), como referido anteriormente.

Em 2011 o ındice andou entre 1432 e 1446 e em 2012 andou entre 1329 e 1344, havendo portanto

concorrencia significativa na producao de energia electrica.

18

2.3 Compensacoes a Producao em Regime Ordinario em Portugal

2.3.1 Contratos de Manutencao e Equilıbrio Contratual (CMEC)

Antes da liberalizacao do setor electrico, a producao baseava-se em Contratos de Aquisicao de Energia

(CAE). Estes contratos de longo prazo eram estabelecidos entre os produtores de energia eletrica

e o comprador unico (REN) que, por sua vez, era responsavel por fornecer a distribuicao. Com a

liberalizacao e consequente reformulacao do setor, as centrais que detinham estes contratos tiveram de

ser incluıdas nos mecanismos de oferta em mercados organizados. Assim, o decreto lei 264/2007 de 24

de Julho definiu a cessacao antecipada (a partir de 1 de Julho de 2007) dos CAE. No entanto, os CAE’s

foram convertidos em Contratos de Manutencao do Equilıbrio Contratual (CMEC) uma vez que nao

se podiam ignorar condicoes contratualmente estabelecidas. Foi preciso manter o equilıbrio contratual

subjacente aos CAE para que a cessacao fosse voluntaria por parte de muitos centros eletroprodutores.

Com a introducao dos CMEC, os produtores vendem a producao em mercado spot mas beneficiam de

uma compensacao correspondente a diferenca entre as receitas obtidas em mercado e as que obteriam

se estivessem em regime de CAE, ou de uma cobranca, caso as receitas sejam superiores. O custo

desta compensacao e incluıdo nas tarifas de uso global do sistema.

O valor dos CMEC considerado nas Tarifas de 2014 ascende a 233,8 milhoes de euros, como se pode

ver no documento ”Proveitos Permitidos das Empresas Reguladas do Setor Eletrico em 2014” publicado

pela ERSE. As centrais termo e hidroeletricas vao deixar de beneficiar deste regime em 2027 e esse

valor tem tendencia a descer com a amortizacao das centrais abrangidas.

Figura 2.13: Custos com os CMEC em 2014. Fonte: ”Proveitos Permitidos das Empresas Reguladasdo Setor Eletrico em 2014” - ERSE

19

2.3.2 Contratos de Aquisicao de Energia (CAE)

Para os produtores com contratos remanescentes de CAE (Tejo Energia e Turbogas), o decreto lei defi-

niu a forma de aquisicao e compensacao da energia. Os produtores vendem a energia a REN Trading,

SA que por sua vez coloca essa energia no mercado. A ERSE estabelece as regras no ambito do

regulamento tarifario, para repercutir na tarifa de uso global do sistema, a diferenca entre os encargos

totais a pagar pela REN Trading, SA e a receita proveniente da venda da totalidade da energia eletrica

adquirida no ambito dos CAE em vigor, bem como os mecanismos de incentivos a aplicar a esta enti-

dade para a eficiente otimizacao da gestao e dos custos associados a estes contratos. Existem dois

contratos CAE’s que terminam em 2021 (Tejo Energia) e em 2024 (Turbogas). O valor do sobrecusto

dos CAE’s depende de varios fatores, nomeadamente do encargo de potencia (indexada a inflacao e

taxa de juro), encargo de energia e licencas de CO2. O valor do sobrecusto tambem tem tendencia a

diminuir, sendo cerca de 130 milhoes de euros em 2014 de acordo com a ERSE.

Figura 2.14: Custos com os CAE em 2014. Fonte: ”Proveitos Permitidos das Empresas Reguladas doSetor Eletrico em 2014” - ERSE

2.3.3 Garantia de Potencia

A portaria 765/2010 de 20 de Agosto estabelece o regime de Garantia de Potencia que os Produtores

em Regime Ordinario (PRO) podem prestar ao Sistema Eletrico Nacional. Este regime foi criado de

forma a garantir fiabilidade no abastecimento de energia eletrica, podendo dividir-se em tres dimensoes

importantes que constam no documento �Proposta do Conselho de Reguladores sobre um Mecanismo

de Garantia de Abastecimento� publicado pela ERSE em 2007:

• Seguranca: dispor de capacidade de producao e de procedimentos que garantam uma operacao

segura no curto prazo (Mercados do Operador de Sistema). Refere-se a disponibilidade de capaci-

dade de producao suficiente e a existencia de procedimentos de operacao adequados para garantir

uma operacao segura dos recursos no curto prazo. Estes aspectos de curto prazo prendem-se com

a optimizacao dos tempos de resposta da producao, com o controlo de frequencia, com a gestao dos

gradientes de subida/descida de carga, com as margens de reserva, etc.

20

• Disponibilidade: gestao da capacidade de producao destinada a garantir uma margem de reserva

adequada no medio prazo (Incentivo a disponibilidade). Refere-se a existencia de producao no curto

prazo, que resulta em, boa medida, da planificacao da operacao da capacidade ja instalada no sistema,

isto e, uma dimensao com impacto na fiabilidade do abastecimento do curto ao medio prazo.

• Suficiencia: existencia de capacidade de producao instalada no presente e prevista instalar no futuro

para responder a procura no longo prazo (Incentivo ao investimento). Refere-se a existencia de sufici-

ente capacidade de producao instalada e/ou prevista para responder aos requisitos da procura no longo

prazo.

Desta forma, as particularidades dos mercados de energia eletrica (produto nao armazenavel, servico

essencial, alta volatilidade, precos maximos, alta volatilidade, aversao ao risco) e a falta de maturidade

da procura (insuficiente elasticidade no curto prazo, falta de resposta no mercado de longo prazo)

justificam a existencia de um mecanismo que garanta a disponibilidade e suficiencia do abastecimento

e que, ao mesmo tempo, de sinais de estabilidade a possıveis investidores.

A portaria aplica-se aos produtores com potencia superior a 30 MW suscetıveis de prestar servicos de

garantia de potencia ao SEN nas condicoes anteriores desde que nao estejam abrangidos por CMEC ou

CAE. Esta portaria foi revogada pela portaria 139/2012 de 14 de Maio, que por sua vez esta suspensa

desde que entrou em vigencia o Programa de Assistencia Financeira em Portugal, tendo-se mantido na

mesma situacao. Em 2014, os custos este mecanismo rondaram os 2,64 milhoes de euros de acordo

com a ERSE no quadro ”Proveitos permitidos na atividade de Gestao Global do Sistema” do documento

”Proveitos Permitidos das Empresas Reguladas do Setor Eletrico em 2014”.

21

22

Capıtulo 3

Mercados na Penınsula Iberica

3.1 Mercado Diario, Intradiario e a Prazo

3.1.1 Mercado Diario

A energia eletrica e transacionada diariamente atraves do mercado diario do MIBEL, sendo o negocio

feito sempre no dia anterior ao da entrega. A plataforma que gere o mercado diario, ou mercado SPOT,

e o OMIE (Operador del Mercado Iberico de Energıa-Polo Espanol), que forma o preco para todas as

horas do dia e para todos os dias do ano. Uma vez que este tipo de mercado e iberico e funciona em

Espanha, a hora de negociacao e a hora legal espanhola (mais uma que Portugal).

O mercado diario depende do cruzamento de ofertas de compra e de venda por parte dos Comerci-

alizadores e Produtores de energia eletrica. Cada oferta corresponde a uma quantidade de energia

com respetivo preco para cada hora do dia seguinte. Assim, ao se ordenarem as ofertas de venda de

forma crescente em funcao do preco fica definida a ”curva da oferta”. Por outro lado, ao se ordenarem

de forma decrescente em preco as ofertas de compra, define-se a ”curva da procura”. O cruzamento

das duas curvas corresponde ao menor preco a que a oferta satisfaz a procura para cada hora do dia

seguinte, como se pode ver nas figuras 3.1.

Figura 3.1: Formacao de Preco e Margem de Lucro para os Produtores que entram em Mercado SPOT.Fonte: ”Funcionamento do Mercado Diario” - ERSE e elaboracao propria.

23

No mercado SPOT, os compradores pagam todos o mesmo preco por MWh. Os produtores, por sua

vez, tambem recebem todos o mesmo valor, definido pelo preco do produtor mais caro a entrar em

mercado. Desta forma, a receita unitaria para os produtores e a diferenca entre o valor de mercado e o

custo marginal (custo de producao) de cada produtor.

Figura 3.2: Curvas agregadas de Oferta e Demanda para a hora 1 do dia 7 de janeiro de 2015. Fonte:OMIE.

Este modelo em que todos os compradores pagam o mesmo preco por MWh aos produtores todos

denomina-se Modelo de Preco Marginal Unico e o OMEL (Operador do Mercado de Eletricidade) e a

entidade responsavel por definir as regras de mercado. Na figura 3.3 e possıvel ver o preco definido

para todas as horas do dia 9 de janeiro de 2015.

Figura 3.3: Preco Horario do Mercado Diario no dia 9 de janeiro de 2015. Fonte: OMIE.

24

Uma vez que o mercado e iberico, a interligacao eletrica entre Portugal e Espanha assume importancia

pois deve evitar que a transacao de energia ultrapasse a capacidade de estabilidade de interligacao.

No entanto, se a interligacao entre os dois paıses for insuficiente, as regras determinam que os dois

mercados sejam separados (Market Splitting) e que se encontrem precos especıficos em cada um dos

paıses.

A diferenca de preco nos dois paıses (spread de precos) causada pelo ”Market Splitting” pode dever-se

a varios fatores como a organizacao estrutural da producao em cada uma das areas, insuficiencia das

capacidades de interligacao ou comportamento dos agentes. Assim, a supervisao torna-se importante

de forma a garantir que a separacao de mercados nao se deve a comportamentos anticoncorrenciais

dos agentes. Na figura 3.4 e possıvel ver o fenomeno de ”Market Splitting”.

Figura 3.4: Formacao de Preco. Fonte: ”Funcionamento do Mercado Diario” - ERSE

25

3.1.2 Mercado Intradiario

De forma a se equilibrar as quantidades transacionadas de energia eletrica no mercado diario, foi cri-

ada uma plataforma complementar ao mercado diario, denominada ”Mercado Intradiario do MIBEL”.

Realizam-se seis sessoes de mercado intradiario diariamente e cada uma forma preco para um perıodo

de tempo especıfico, como se pode ver na imagem 2.5.

Figura 3.5: Funcionamento dos Mercados Intradiarios. Fonte: ”Funcionamento do Mercado Diario” -ERSE

A primeira sessao forma preco para o perıodo compreendido entre as 20 horas do dia de negociacao e

as 24 horas do dia que se segue. A segunda sessao forma preco para as 24 horas do dia seguinte. Da

mesma forma, a terceira, quarta, quinta e sexta sessoes formam preco para as ultimas 20, 17, 13 e 9

horas, respetivamente.

Em suma, o mercado intradiario funciona como o mercado diario, cobrindo todas as horas do dia e

funcionando para todos os dias do ano dependendo apenas de cada sessao. O mercado intradiario e

gerido pela mesma entidade que o mercado diario (OMEL) e funciona segundo o mesmo princıpio.

Figura 3.6: Preco Horario da Sessao 5 do Mercado Intradiario no dia 9 de janeiro de 2015. Fonte:OMIE.

26

3.1.3 Mercado a Prazo

O mercado a prazo de energia eletrica baseia-se em derivados financeiros. Ao contrario do mercado

diario e intradiario que funciona a vista, este tipo de mercado funciona atraves da compra e venda de

energia num momento posterior ao do contrato em que se define o preco. O operador do mercado a

prazo e o OMIP (Operador de Mercado Iberico Portugal, SGPS).

A compra e venda de energia eletrica pode ocorrer de tres formas:

Contratos Futuro: sao contratos que resultam de um acordo entre os compradores e os vendedores.

Os vendedores comprometem-se a entregar uma certa quantidade de um ativo especıfico (neste caso

energia eletrica), numa data futura e ao preco acordado na data de realizacao do contrato.

Contratos Forward: estes contratos tem por objetivo a fixacao futura do preco de transacao de um

determinado ativo (energia eletrica) com data e preco acordados inicialmente. Os Forward, sendo

construıdos a medida do cliente (taylor made), sao conhecidos por serem negociados ao balcao, OTC -

Over The Counter, e por serem acordadas todas as variaveis subjacentes a formacao do preco para o

negocio a prazo.

Contratos SWAP – Este contrato baseia-se na substituicao de um preco variavel por um preco fixo, ou

vice-versa, dependendo do sentido da troca. Este tipo de contratos destina-se a gerir ou tomar risco fi-

nanceiro, nao existindo, por isso, entrega do produto subjacente mas apenas a liquidacao das margens

correspondentes.

Os contratos mais utilizados no OMIP sao os ”Contratos Futuro”.

3.2 Licencas de Emissao de Dioxido de Carbono

3.2.1 Comercio Europeu de Licencas de Emissao

A Diretiva 2003/87/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de outubro de 2003, impos a

Uniao Europeia a criacao de um regime de comercio de licencas de emissao de gases com efeito

de estufa. Esta diretiva teve, como principal objetivo, reduzir as emissoes de modo economicamente

eficiente respeitando os compromissos assumidos pelo Protocolo de Quioto. No entanto, a 23 de Abril

de 2009, a Diretiva 2009/29/CE veio substituir a anterior, no sentido de a melhorar e alargar, obrigando o

MIBEL a estar nao so de acordo com as legislacoes nacionais, como tambem com estas ultimas normas

europeias. Deste modo, ficam sujeitos a este regime de comercio todos os produtores cujas atividades

se desenvolvam nos setores da energia, producao e transformacao de metais ferrosos, industria mineral

e fabrico de papel e cartao. Ficou estipulado que, a partir de 2005, as instalacoes abrangidas pelos

setores mencionados na diretiva e que emitissem gases de efeito de estufa seriam obrigadas a ter uma

licenca, tendo a Uniao Europeia o objetivo de diminuir a quantidade de licencas emitidas anualmente.

27

Em relacao a atribuicao de licencas, ficou definido que a quantidade a ser entregue a cada estado

membro seria calculada de acordo com os planos nacionais, desde que aprovados pela Comissao

Europeia e executados entre 2008 e 2012.

A Diretiva 2009/29/CE veio excluir o Setor Eletrico da atribuicao gratuita de licencas a partir de 2012,

passando a estar apenas disponıveis atraves de leilao. A Comissao Europeia considera que a medida

nao prejudica os produtores de energia eletrica que emitem gases de efeito de estufa em relacao

a outros produtores fora da Uniao Europeia, uma vez que devem conseguir suportar os custos de

aquisicao de licencas de emissao. O inclusao destes custos vai aumentar, consequentemente, ainda

mais os custos totais da producao de energia eletrica.

Planos Nacionais de Atribuicao de Licencas de Emissao

A distribuicao e atribuicao de licencas de emissao pelos varios setores e instalacoes sao definidas pelo

Plano Nacional de Atribuicao de Licencas de Emissao (PNALE). Este plano deve respeitar os objetivos

que os Estados-membros assumem em relacao ao Protocolo de Quioto, sendo a Comissao Europeia a

entidade responsavel pela a sua aprovacao. As licencas devem ser entregues anualmente a entidade

designada por cada estado membro, de acordo com o CO2 emitido por cada instalacao.

O Comercio Europeu de Licencas de Emissao teve tres perıodos diferentes. Entre 2005 e 2007 (PNALE

I), o CELE viveu uma fase experimental onde as licencas de emissao comecaram por valer entre 25 e

30 euros por tonelada. No entanto, o valor das licencas foi caindo chegando a valores muito proximos

de 6 centimos por tonelada em dezembro de 2007. Entre 2008 e 2012 (PNALE II), com a revisao do

protocolo de Quioto, o numero de licencas distribuıdas pelos Estados-Membros diminuiu, fazendo com

que a procura crescesse, aumentando o valor das licencas consequentemente.

Em 2012 entrou o atual PNALE III, que vai permanecer em vigor ate 2020 com regras diferentes. O

numero de licencas a ser atribuıdo a cada estado membro passou a ser determinado atraves de um

leilao comunitario e, para alem do dioxido de carbono, foram incluıdos mais gases fazendo com que o

plano abrangesse mais setores. Apesar das diferencas, a atribuicao das licencas continua a ser gratuita

para todos os setores ate 2027, excepto o Setor Eletrico que tem que adquirir as licencas atraves de

leilao desde 2013. Para que os Estados-membros possam colocar as licencas de emissao em leilao,

criou-se uma plataforma comum conhecida por EEX (European Energy Exchange). A participacao de

Portugal foi aprovada no dia 9 de Novembro de 2012.

3.2.2 Situacao em Portugal

Portugal foi aprovado na plataforma EEX no dia 9 de novembro de 2012. Uma vez transposta a diretiva

para o ordenamento jurıdico nacional, a atribuicao de licencas em Portugal ficou limitada a um teto

maximo. Assim, Portugal colocou pela primeira vez as suas licencas a leilao no dia 27 novembro de

2012.

A semelhanca do resto da Uniao Europeia, os produtores de energia eletrica portugueses tem que

adquirir as licencas de emissao atraves de leilao. Assim, ficou definido que os custos relacionados

28

com as emissoes de Dioxido de Carbono das centrais eletricas abrangidas por CMEC ficariam a cargo

dos consumidores. No caso das centrais que ainda tem CAE, a Entidade Reguladora de Servicos de

Energia (ERSE) aprovou um mecanismo que incentiva uma gestao eficiente das licencas de emissao.

3.2.3 Situacao em Espanha

O comercio de direitos de emissao surge em Espanha com a aprovacao do ”Real Decreto Ley 5/2004”

de 27 de agosto, tendo dado lugar porteriormente a ”Ley 1/2005”. Assim, Espanha aderiu ao regime

comunitario de comercio de direitos de emissao no dia 1 de janeiro de 2005 aplicavel a emissoes de

dioxido de carbono. Tal como nos outros Estados-membros, a lei engloba varias atividades, sendo uma

delas a producao de energia eletrica. Em Espanha, ao contrario de Portugal, sao as Comunidades

Autonomas que designam a entidade responsavel pela atribuicao de licencas as instalacoes que se

localizem no seu territorio, sendo assim uma competencia regional e nao nacional. Contudo, essas en-

tidades tem de respeitar o ”Plan Nacional de Asignacion de los Derechos de Emision” (Plano Nacional

de Atribuicao de Direitos de Emissao) cujas metas sao obrigatoriamente coerentes com os compromis-

sos internacionais assumidos por Espanha.

Figura 3.7: Emissoes e Licencas Gratuitas de CO2 na Penınsula Iberica (Setor Eletrico). Fonte: ”DadosIbericos 2013” - EDP

29

3.3 Interligacoes Eletricas

3.3.1 Capacidades Disponıveis

O facto da eletricidade ser um bem difıcil de se armazenar faz com que o setor eletrico tenha algumas

particularidades especiais, tanto a nıvel economico como tecnico. Assim, por razoes de carencias

energeticas e economicas, Portugal criou em 1961 a primeira ligacao internacional de energia eletrica.

Esta interligacao a Saucelle, em Espanha, revelou-se de grande importancia uma vez que permitiu a

Portugal dispor do apoio de Espanha e, de forma indireta, da Europa. Tornou-se importante, sempre

que possıvel, criar novas ligacoes na penınsula e em toda a rede europeia com o objetivo de se obter

maior fiabilidade e qualidade de servico.

Em relacao as interligacoes entre Portugal e Espanha, em 2009 a capacidade maxima de troca comer-

cial em perıodo de ponta entre as duas zonas do MIBEL rondava os 1.600 MW, no sentido de Espanha

para Portugal, e os 1.300 MW no sentido oposto. O objetivo era duplicar-se as capacidades ate 2014,

para uma capacidade disponıvel proxima dos 3.000 MW em ambos os sentidos de forma a reduzir de

forma significativa o grau de congestionamento estrutural que afetava a interligacao.

Como se pode ver na figura 3.8 do documento ”Capacidades Indicativas de Interligacao para Fins Co-

merciais para o ano de 2014” da REN, com a entrada em servico da nova linha Tavira-P.Guzman no

primeiro semestre de 2014, a capacidade de interligacao de Portugal para Espanha passou a ultrapas-

sar os 3.000 MW, sendo ja muito boa. Contudo, caso a potencia instalada nos dois paıses cresca muito

no futuro, e importante que a capacidade de interligacao acompanhe essa tendencia.

Figura 3.8: Capacidade Indicativa de Interligacao para Fins Comerciais para 2014. Fonte: ”CapacidadeTecnica de Interligacao para 2014” - REN.

30

3.3.2 Utilizacao

O grau de utilizacao observado na interligacao entre as duas zonas do MIBEL tem sido muito elevado.

Com a entrada em vigor do mercado iberico, a ocupacao tem vindo a ser praticamente plena apesar de

se verificar que Espanha exporta mais energia para Portugal do que o contrario, devido ao diferencial

dos precos. Como se pode ver na figura 3.9, o nıvel de utilizacao das linhas de interligacao em 2013 foi

satisfatorio, apesar de se terem encontrado congestionadas durante alguns perıodos do ano. Pode-se

concluir tambem que a aposta nas linhas de interligacao foi importante para diminuir as ocorrencias de

separacao de mercados ou ”Market Splitting”.

Figura 3.9: Capacidade de Interligacao em 2013. Fonte: ”Caracerizacao das Interligacoes em 31 dedezembro de 2013” - REN.

3.3.3 Ligacao a Europa

Com a grande aposta em potencia instalada de origem renovavel em Portugal e Espanha e com custos

de investimento bastante elevados e subsidiados pelos dois Estados, o aumento da capacidade das

interligacoes com Franca tornou-se prioritario. Uma vez que a Penınsula Iberica e abundante em vento

e sol e dada a intermitencia provocada por estas tecnologias, o Governo portugues apresentou uma pro-

posta a Comissao Europeia em 2014 no sentido de facilitar a compra de energia renovavel por parte de

outros paıses da Uniao Europeia. Para que este objetivo possa ser cumprido, foi proposto a Comissao

Europeia atraves do Ministro do Ambiente e da Energia, Jorge Moreira da Silva, e do Primeiro-Ministro,

Pedro Passos Coelho, uma meta vinculativa de 25% de capacidade de interligacao das redes eletricas

entre todos os Estados-membros ate 2030, tornando possıvel a transferencia fısica de energia eletrica

produzida atraves de fontes renovaveis a custos eficientes. No entanto, a proposta europeia nao vai

para alem de 15%. A Penınsula Iberica nao era vista como prioritaria neste tipo de investimento, sendo

31

a meta apenas de 4% e encontrando-se atualmente em 1,6%. Para o governo Portugues, estes valores

sao insuficientes para atingir as metas de clima e energia que tem sido discutidas.

Uma vez que existe potencia instalada superior a procura e, sobretudo, de origem renovavel, o Go-

verno portugues acredita que a Penınsula Iberica pode fornecer este tipo de energia aos outros paıses

membros, viabilizando o investimento que tem vindo a ser feito nos ultimos anos. Por outras pala-

vras, havendo mais espaco de mercado para os produtores ibericos, seria nao so possıvel diminuir

as compensacoes aos Produtores em Regime Ordinario como tambem garantir aos Produtores em

Regime Especial a aquisicao de grande parte da sua energia em mercado liberalizado. Com as pla-

taformas de negociacao do MIBEL ligadas ao resto da Europa, Portugal e Espanha ja conseguem ter

o mesmo preco por MWh que outros Estados-membros apesar de ainda ser muito pouco frequente,

dada a falta de capacidade de interligacao. Em 2007, no inıcio do mercado iberico, Portugal e Espanha

tinham os seus mercados separados durante 87% do tempo e uma diferenca a volta de 10 euros por

MWh. Atualmente, o ”Market Splitting” ja e muito raro e os precos nao diferem muito de um paıs para o

outro.

Figura 3.10: Corredores Prioritarios de Eletricidade para a Uniao Europeia. Fonte: ”Notıcia: Portugalleva proposta a Bruxelas para exportar energia renovavel para a UE” - Publico.

32

Na figura 3.10 e possıvel ver os corredores prioritarios de transito de energia eletrica na Uniao Europeia.

Como se pode ver, Portugal pediu uma aceleracao no processo de interligacao entre Espanha e Franca.

Tanto o Governo Portugues como o Governo Espanhol acreditam que a solucao para o sistema eletrico

iberico passa por aumentar as interligacoes. No entanto, esta solucao so sera viavel para a Penınsula

Iberica se Franca for maioritariamente importadora de energia eletrica, o que nao se tem verificado.

Franca tem um sistema eletrico muito previsıvel e barato, uma vez que baseia a sua producao em

energia nuclear. Se o balanco nao for favoravel a Portugal e Espanha, Franca apenas vai consumir

o excesso da producao e a preco muito baixo ou nulo. Assim, os custos polıticos das energias re-

novaveis vao continuar sem ser partilhados com os outros Estados-membros e os subsıdios dados a

estes produtores vao beneficiar apenas os consumidores franceses.

33

34

Capıtulo 4

Participacao da Producao em Regime

Especial no Mercado

4.1 Situacao em Portugal

4.1.1 Enquadramento e Funcionamento

Com a publicacao DL 189/1988 de 27 de maio (revogado pelo DL 33-A/2005 de 16 de fevereiro)

reforcou-se a promocao da Producao em Regime Especial de energia eletrica atraves de cogeracao

e fontes renovaveis (eolica, solar, biomassa, mini-hıdrica, entre outras). Mais tarde, definiram-se tarifas

bonificadas (feed-in tariff) que permitem uma remuneracao garantida durante um perıodo especıfico

dependendo da tecnologia e garantem a aquisicao de toda a energia produzida (prioridade no despa-

cho) que, no caso da cogeracao, se aplica a toda a producao incluindo o autoconsumo. A fixacao da

remuneracao e dependente da tecnologia utilizada e da sua respetiva maturidade, dos custos evitados

e esta indexada a variacao relativa do ındice de precos ao consumidor (IPC/IPCref). A tarifa e baseada

no racional dos “custos evitados”, indexada ao IPC, Brent e ao cambio Euro - Dolar. Toda a energia e

adquirida pelo comercializador de ultimo recurso (EDP Servico Universal, SA) e a energia adquirida em

excesso e revendida no mercado organizado ao preco que for oferecido. O sobrecusto, resultante da

diferenca entre o preco de compra e venda, devera ser inserido na tarifa global do sistema.

35

Figura 4.1: Contribuicao anual da Producao em Regime Especial para a satisfacao do Consumo [%] eEntregas anuais a rede [TWh] em Portugal. Fonte: ”Informacao sobre Producao em Regime Especial -Junho de 2014” - ERSE.

Figura 4.2: Peso da Producao em Regime Especial na Potencia Instalada do Sistema Electrico Por-tugues. Fonte: ”Informacao sobre Producao em Regime Especial - Junho de 2014” - ERSE.

36

Como foi possıvel ver no capıtulo 1 atraves de dados da REN e na figura 4.1 e 4.2 atraves de dados da

ERSE, o peso da Producao em Regime Especial tem crescido muito nos ultimos anos. E de salientar

que a tecnologia que mais tem crescido, tanto em termos de potencia como em energia entregue a rede

e a producao eolica, como se pode ver na figura 4.3. Tambem e importante salientar a importancia da

cogeracao renovavel e nao renovavel.

Figura 4.3: Energia anual entregue a rede por tecnologia [GWh] em Portugal. Fonte: ”Informacao sobreProducao em Regime Especial - Junho de 2014” - ERSE.

Tabela 4.1: Custo Medio Anual por Tecnologia PRE em Euros/MWh desde 2005 em Portugal. Fonte:”Informacao sobre Producao em Regime Especial - Junho de 2014” - ERSE.

Tecnologia 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Outra Coger. 91,4 103,0 100,1 121,6 97,8 104,2 118,9 132,8 124,3 119,6Coger. Renov. 78,1 81,5 85,4 90,4 89,8 90,5 95,1 99,7 99,0 98,7Biogas 94,9 106,2 105,7 109,0 106,4 107,2 110,5 111,5 112,3 112,8Fotovoltaica 542,0 379,7 330,2 338,5 327,4 330,2 343,7 346,3 334,2 317,4Hıdrica PRE 81,5 84,3 88,6 88,7 87,5 88,6 91,4 93,9 95,2 95,9Biomassa 102,1 110,8 109,9 111,9 110,1 108,1 112,9 116,1 116,9 116,1RSU 74,7 76,9 78,2 80,9 80,3 80,8 84,0 85,8 86,4 85,4Eolica 88,8 92,0 94,5 94,7 93,7 91,6 93,5 96,6 93,8 99,6

37

Figura 4.4: Custo Medio por Tecnologia em Euros/MWh em Portugal em 2013 e 2014. Fonte:”Informacao sobre Producao em Regime Especial - Junho de 2014” - ERSE.

Figura 4.5: Evolucao do Custo Medio Anual da Energia PRE e do Preco de Referencia em MercadoRegulado em Euros/MWh em Portugal. Fonte: ”Informacao sobre Producao em Regime Especial -Junho de 2014” - ERSE.

38

Como se pode ver nas figuras referentes aos custos medios da Producao em Regime Especial e respeti-

vas tecnologias, existe uma diferenca muito grande entre as tarifas fixas recebidas por estes produtores

e o preco de referencia do mercado liberalizado. A energia proveniente dos Produtores em Regime

Especial e, evidentemente, mais cara.

Inconvenientes da Energias Renovaveis

O grande inconveniente das energias renovaveis e a sua intermitencia. A energia eolica e dependente

do vento, que nao sopra sempre a mesma velocidade nem quando a procura e maior, nao sendo uma

fonte de energia eletrica controlavel e previsıvel. Por outro lado, a energia solar e mais previsıvel mas,

no entanto, continua a nao ser controlavel e a depender muito da irradiacao solar. Este inconveniente

mitiga-se, num sistema electrico em que a energia eolica e solar ocupam uma posicao minoritaria,

utilizando centrais flexıveis como as que dependem do gas para compensar os momentos em que o

recurso eolico e solar sao reduzidos. No entanto, em Portugal, o Sistema Eletrico Nacional depende

muito da energia eolica como se pode ver anteriormente. Para assegurar a utilizacao optimizada do

recurso eolico em grandes quantidades, ha tres fatores importantes que tem sido postos em pratica:

• Sistemas de gestao em tempo real dos parques eolicos para trabalhar eficazmente com as outras

fontes disponıveis;

• Modelos de previsao ainda mais precisos e fiaveis, de modo a antecipar os regimes de ventos nas

horas e nos dias seguintes;

• Sistemas de armazenamento de energia eletrica atraves de bombagem, de modo a poder guardar o

eventual excesso de energia eolica para que possa ser usado mais tarde.

E importante referir que a imprevisibilidade no mercado de energia eletrica provocada pelo peso da

PRE esta na base da criacao das compensacoes aos Produtores em Regime Ordinario (CAE, CMEC

e Garantia de Potencia), uma vez que nao beneficiam de tarifas fixas e tem cada vez mais dificul-

dade em entrar no mercado livre pois nao conseguem vender tudo o que poderiam produzir. Estas

compensacoes contribuem muito para os sobrecustos englobados nos Custos de Interesse Economico

Geral (CIEG) que aparecerao descritos no capıtulo referente ao Defice Tarifario.

39

Figura 4.6: Custo de aquisicao de energia eletrica a Producao em Regime Especial. Fonte: ”ProveitosPermitidos das Empresas Reguladas do Setor Eletrico em 2013” e ”Proveitos Permitidos das EmpresasReguladas do Setor Eletrico em 2014” - ERSE.

Como se pode ver na figura 4.6 disponibilizada pela ERSE nos Proveitos Permitidos para 2013 e 2014, o

sobrecusto PRE para 2014 corresponde a 1.267.074 milhares de Euros. O forte aumento da capacidade

instalada de fontes renovaveis (em particular a eolica) e a indexacao das tarifas a inflacao fazem com

que o sobrecusto PRE cresca anualmente, aumentando consequentemente os Custos de Interesse

Economico Geral (CIEG). Esta tendencia tendera a manter-se nos proximos 10 a 15 anos devido ao

previsıvel aumento da inflacao e da capacidade instalada renovavel. So com o fim das tarifas garantidas

para os Produtores em Regime Especial desaparecera o sobrecusto.

Os custos totais continuam a subir com o aumento da potencia instalada renovavel como se verificou

na figura 4.6. Para que os custos descam efetivamente, nao basta descer as tarifas fixas dos con-

tratos mais recentes. E necessario diminuir o perıodo e o valor das tarifas fixas aplicadas a todos os

Produtores em Regime Especial. Assim, ao se verificar que o investimento feito pelo produtor ja esta

rentabilizado, deve eliminar-se a tarifa fixa e a prioridade no despacho, obrigado-o a entrar em mercado

40

liberalizado e concorrencial como os produtores em regime ordinario.

Tabela 4.2: Condicoes dos Contratos com a Producao em Regime Especial em Portugal. Fonte: Elec-tricity. Promotion in Portugal - European Comission

Tecnologia Duracao Maxima do Contrato Producao MaximaEolica 15 anos 33GWhSolar 15 anos 21GWhFotovoltaica 20 anos 34GWhGeotermica 12 anos Nao tem limiteBiogas 15 anos Nao tem limiteBiomassa 25 anos Nao tem limiteMini-Hıdrica 25 anos Nao tem limiteEnergia das Ondas 15 anos Nao tem limite

A tabela anterior mostra a duracao maxima dos contratos da Producao em Regime Especial. No en-

tanto, o Decreto-Lei 35/2013 veio prolongar a duracao dos contratos dos produtores eolicos como se

podera ver no capıtulo sobre o Defice Tarifario!

Producao em Regime Especial Termica

Apesar de uma grande parte da energia proveniente da Producao em Regime Especial nao ser con-

trolavel, ha determinadas tecnologias que poderiam adaptar a sua producao as necessidades de pro-

cura.

Figura 4.7: Diagrama de Consumo e Producao de Portugal no dia 24 de fevereiro de 2014. Fonte: REN.

Como se pode ver nas figuras 4.7 e 4.8, mesmo quando ha excesso de producao em relacao a procura,

os Produtores Termicos em Regime Especial continuam a produzir e em determinados momentos ate

aumentam a sua producao, mesmo nao sendo necessario. Estes produtores, apesar de nao depende-

rem de fontes de energia renovaveis, sao considerados Produtores em Regime Especial, beneficiando

41

Figura 4.8: Diagrama de Producao em Regime Especial tıpico de Portugal. Fonte: REN.

dos mesmos privilegios que os produtores renovaveis. Por outras palavras, estes produtores vem a sua

energia adquirida em troca de uma tarifa fixa elevada, mesmo que o comercializador de ultimo recurso a

esteja a vender a preco nulo devido ao excesso de producao. Esta falta de adaptacao contribui tambem

para o sobrecusto com a Producao em Regime Especial.

42

4.1.2 Complementaridade Hıdrica-Eolica

A energia electrica nao pode ser armazenada atraves de sistemas quımicos de armazenamento, como

as baterias, uma vez que sao demasiado caros e volumosos para servirem o Sistema Eletrico Nacional

na sua totalidade. Atualmente, a melhor forma de se armazenar energia eletrica a grande escala e

atraves da utilizacao de barragens reversıveis.

Figura 4.9: Funcionamento da Complementaridade Hıdrica-Eolica. Fonte: EDP.

Este sistema permite bombear agua para montante, nos perıodos de menor consumo do dia, e de

grande producao eolica, permitindo o aproveitamento da agua bombeada nas suas proprias turbinas

hidroeletricas para produzir energia eletrica nos perıodos mais rentaveis. A bombagem permite assim

um melhor aproveitamento da energia eolica adquirida obrigatoriamente pelo comercializador de ultimo

recurso.

Figura 4.10: Ajustamento da Producao Eolica ao Consumo. Fonte: EDP.

43

No entanto, este processo tem alguns inconvenientes. Gasta mais energia do que aquela que produz e,

para que pudesse ser rentavel, a energia no momento em que a agua e turbinada tinha que ser vendida

a precos superiores aos do mercado na altura do armazenamento, permitindo assim margem de lucro.

Se isso nao acontecer devido as condicoes de mercado, gera-se um sobrecusto com a bombagem que

mais tarde e incluıdo nos CIEG (Custos de Interesse Economico Geral). Por outro lado, a maior parte

das alturas em que ha excesso de energia eolica coincidem com muita chuva. Para que este metodo

possa ser aplicado, o rio tem que ter um caudal reduzido relativamente ao que a albufeira e o debito

da barragem suportam. Este processo nao tem rentabilidade se houver excesso de agua, ja que a

energia armazenada pode vir a ser desperdicada com a abertura das comportas da barragem devido a

capacidade limitada da albufeira.

44

4.2 Situacao em Espanha

Tal como em Portugal, Espanha tambem teve de aumentar a producao de energia eletrica atraves de

fontes renovaveis. De forma a incentivar este tipo de producao, foi publicado o Real Decreto 661/2007

a 25 de maio de 2007 que veio definir o funcionamento da Producao em Regime Especial. Este decreto

veio promover o seu desenvolvimento assegurando a rentabilidade dos investimentos. Consequente-

mente, permitiu-se aos PRE espanhois escolher entre receber uma tarifa fixa semelhante ao sistema

portugues ou entrar em mercado, recebendo um premio adicional. Este valor a receber depende da

tecnologia utilizada e tem um limite mınimo e maximo.

Como se pode ver nas figuras 4.11, a potencia instalada de origem renovavel aumentou de 29.554

MW em 2008 para 40.294 MW em 2014, cerca de 36% em 6 anos. Em relacao a energia produzida

atraves deste tipo de producao, passou de 68.868 GWh em 2008 para 111.667 GWh para 2013, o

que corresponde a um crescimento de cerca de 62% em 5 anos, visıvel na figura 4.12. De todas as

tecnologias, nos ultimos anos as que mais cresceram foram a eolica e a solar respetivamente.

Figura 4.11: Evolucao da Potencia Instalada Renovavel em MW entre 2008 e 2014 em Espanha - Dadosda CNMC.

Figura 4.12: Evolucao da Energia Produzida Anual em GWh atraves de Fontes Renovaveis entre 2008e 2013 em Espanha - Dados da CNMC.

45

A Diretiva Europeia 2009/28/CE veio exigir a Espanha objetivos ainda mais ambiciosos de polıtica

energetica e ambiental. De forma a incentivar ainda mais a producao de energia eletrica atraves de

fontes renovaveis, o Governo Espanhol criou o ”Plan de Accion Nacional de Energıas Renovables 2011-

2020” que compromete Espanha a satisfazer 20% da procura de energia eletrica atraves deste tipo de

producao ate 2020.

Figura 4.13: Objetivos para a Producao de Energia Eletrica atraves de Fontes Renovaveis para 2020em Espanha- PANER 2011-2020.

A figura 4.13 mostra os objetivos assumidos por Espanha ate 2020, tanto em termos de potencia ins-

talada como em energia produzida por tecnologia. Como se pode ver, a previsao aposta sobretudo no

crescimento da producao solar e eolica tanto ”on-shore” como ”off-shore”.

46

Nas figuras 4.14 e 4.15 e possıvel ver que os custos com a Producao em Regime Especial sao elevados,

tal como em Portugal. As instalacoes que participam em mercado tambem tem custos elevados uma

vez que recebem o premio que complementa a remuneracao obtida.

Figura 4.14: Custo Medio por MWh da Producao em Regime Especial em Espanha entre 2008 e 2014- CNMC.

Como se pode ver na figura 4.14, o custo medio por MWh atingiu o valor mais alto em 2012. No entanto,

apesar de em 2013 o custo medio por MWh ter sido mais baixo, o custo total com a PRE em 2013 foi

mais alto, como se podera ver adiante.

Figura 4.15: Custo Medio em Mercado e atraves de Tarifa Fixa por MWh da Producao em RegimeEspecial em Espanha entre 2008 e 2014 - CNMC.

E possıvel ver na figura 4.15 que, apesar de elevados, o custo com a PRE em mercado e menor que o

custo com o regime de tarifas fixas.

47

De todas as tecnologias, as que custam mais anualmente sao a eolica e a solar. Na tabela 4.3 e

possıvel ver a evolucao dos custos com a Producao em Regime Especial entre 2008 e Setembro de

2014. A energia eolica deve o seu custo elevado sobretudo a sua producao anual uma vez que e a que

tem mais potencia instalada. No caso da energia solar (fotovoltaica e termica), o custo total elevado

tem origem no seu custo por MWh que e muito alto como se pode ver na tabela 4.4.

Tabela 4.3: Custo Anual por Tecnologia PRE em Milhares de Euros desde 2008 ate 2014 em Espanha.Fonte: CNMC.

Tecnologia 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Cogeracao 2.106.481 1.879.759 2.232.913 2.703.383 3.260.504 2.836.536 1.911.511Solar Total 1.155.068 2.868.337 3.108.798 3.184.361 3.969.814 4.578.331 4.195.769Eolica 3.226.384 3.065.472 3.366.282 3.657.273 4.097.413 4.212.703 2.692.066Hıdrica 446.051 439.406 528.554 458.044 398.300 518.530 291.453Biomassa 290.032 338.711 362.498 463.068 548.016 482.954 380.582Resıduos 239.335 198.428 211.164 242.710 234.491 271.903 211.282Trat. Res. 349.548 473.659 517.420 587.161 685.294 585.434 188.942Outras 0 0 0 9 9 196 244Total 7.812.899 9.263.772 10.327.629 11.296.010 13.193.840 13.486.587 9.871.849

Apesar de haver tecnologias com custos medios mais elevados que a solar, a potencia instalada e

reduzida e os custos totais acabam por nao ter significancia.

Tabela 4.4: Custo Medio Anual por Tecnologia PRE em Euros/MWh desde 2008 em Espanha. Fonte:CNMC.

Tecnologia 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Cogeracao 99,42 85,31 94,09 107.81 121.11 111,64 87,80Solar Total 453,21 462,36 438,07 346,69 342,12 360,40 320,13Eolica 100,41 80,09 78,01 87,38 84,77 77,11 53,13Hıdrica 96,13 80,72 78,26 86,91 85,96 73,40 35,73Biomassa 116,55 111,98 115,38 124,01 130,56 112,72 102,48Resıduos 87,61 67,78 67,54 81,79 82,34 87,96 64,50Trat. Resıduos 111,33 120,66 120,75 133,06 152,22 131,68 107,91Outras 0 0 0 69,77 71,03 97,44 666,91Custo Medio 113,45 113,20 113,14 122,12 128,04 120,81 96,96

E possıvel concluir nas tabelas 4.3 e 4.4 que os custos com a Producao em Regime Especial em

Espanha cresceram proporcionalmente com o aumento da potencia instalada de origem renovavel ate

2012. Para baixar estes custos foi necessario reduzir a tarifas bonificadas e os premios aos produtores

que participam em mercado, como e possıvel ver nos custos de 2013 e 2014.

48

Reducao dos custos com a energia eolica em Espanha

Em 2014, de forma a baixar os custos com a Producao em Regime Especial, o Governo Espanhol deci-

diu retirar os premios aos produtores eolicos anteriores a 2005. O Ministerio da Industria considera que

estes produtores ja receberam incentivos suficientes e que os investimentos feitos nestas instalacoes

ja estao amortizados. Em complemento, o Governo decidiu tambem baixar 50% da remuneracao ga-

rantida de parques eolicos mais modernos. A medida afetou uma grande parte dos parques eolicos em

Espanha, permitindo um corte de cerca de 1.171 milhoes de euros anuais, contribuindo significativa-

mente para a diminuicao dos custos totais com a Producao em Regime Especial.

E possıvel ver no documento ”Resultados 9M 2014” da EDP Renovaveis que o preco medio da energia

renovavel em Espanha desceu de 84,1 euros/MWh em 2013 para os 64,4 euros/MWh em 2014. Assim,

conclui-se que as medidas reduziram efetivamente os custos com a Producao em Regime Especial.

49

50

Capıtulo 5

Defice Tarifario

5.1 Situacao em Portugal

5.1.1 Origem do Defice Tarifario e Estrutura tarifaria

Os defices tarifarios correspondem a diferenca entre os proveitos que as tarifas devem recuperar num

perıodo e os proveitos aceites pelo regulador afetos a esse perıodo, por forca de limitacoes polıticas.

Na realidade o Defice Tarifario e justificado por uma acumulacao sucessiva de diversos tipos de sobre-

custos do sistema eletrico que nao foram considerados nas tarifas e precos da eletricidade ao longo

dos ultimos anos.

O Defice Tarifario surgiu em 2006 com a decisao polıtica de se evitar os aumentos abruptos dos precos

da eletricidade, nao contemplando todos os custos associados. Ficou definido que, os custos relacio-

nados com os juros referentes ao deferimento da diferenca entre os proveitos e os custos totais seriam

da responsabilidade dos consumidores. Desta forma, os custos com os juros da dıvida tarifaria foram

incluıdos na fatura de energia eletrica, como se pode ver adiante.

A fatura da eletricidade e constituıda por uma componente que varia com o consumo e por uma fixa que

depende da potencia contratada. A componente variavel decompoe-se, por sua vez, em varias partes

sendo que a primeira corresponde ao valor da energia, a segunda a utilizacao das redes eletricas e, por

fim, uma ultima que esta relacionada com os Custos de Interesse Economico Geral (CIEG). Na tabela

5.1 e possıvel ver a distribuicao dos custos nos clientes domesticos e industriais.

Tabela 5.1: Comparacao da distribuicao dos custos de energia, redes e CIEG entre consumidoresdomesticos e industriais em 2014. Fonte: ”Composicao dos Precos de Eletricidade para 2013” - ERSE

Tipo de Cliente Energia Redes CIEGDomestico BTN ≤ 20,7 kVA 43% 31% 26%Domestico BTN ≥ 20,7 kVA 44% 25% 31%Industrial BTE 50% 28% 22%Industrial MT 60% 23% 17%Industrial AT 67% 15% 17%Industrial MAT 73% 8% 19%

51

Figura 5.1: Estrutura dos Precos de Eletricidade em BTN ≤ 20.7 kVA em Portugal. Fonte: ”Composicaodos Precos da Eletricidade para 2013” - ERSE.

Como se pode ver, os CIEG tem um peso importante na fatura eletrica. Esta componente inclui custos

relacionados com a polıtica ambiental e energetica, nomeadamente apoios a Producao em Regime

Especial, compensacoes para a Producao em Regime Ordinario, juros e amortizacoes relacionados

com o defice tarifario, convergencia tarifaria das Regioes Autonomas, rendas pagas aos municıpios e

outros custos do sistema. Na figura 5.1 e possıvel ver a composicao dos CIEG para um consumidor

domestico. Estes custos tem sofrido um aumento consideravel de ano para ano, como se pode ver na

figura 5.2.

Figura 5.2: Evolucao dos Custos de Interesse Economico Geral em Portugal. Fonte: ”Tarifas e Precospara a Energia Eletrica e Outros Servicos em 2014- ERSE.

O aumento dos CIEG deve-se aos fortes aumentos dos sobrecustos relacionados com a Producao em

Regime Especial e compensacoes a Producao em Regime Ordinario como contratos de aquisicao de

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Figura 5.3: Diferimentos dos Custos de Interesse Economico Geral em Portugal. Fonte: Revista Neutroa Terra No11 - 1o semestre de 2013.

energia (CAE) e contratos de manutencao e equilıbrio contratual (CMEC). No entanto, a partir de 2009,

ficou decidido nao incluir nas tarifas a totalidade dos CIEG, atraves da publicacao de varios decretos-

leis que deferiram os sobrecustos e os juros relativos a esse deferimento para perıodos de 10 a 15

anos. No entanto, para evitar que as empresas do sector tivessem dificuldades financeiras, foi-lhes

permitido ceder a terceiros os respetivos creditos, permitindo uma acumulacao consecutiva de dıvida

tarifaria como se pode ver na figura 5.4. Os credores do defice tarifario sao as empresas reguladas

do Sistema Eletrico Nacional, nomeadamente: REN Trading, SA; REN, SA (concessionaria da rede

de transporte); EDP Distribuicao, SA (concessionaria da rede de distribuicao); EDP Servico Univer-

sal, SA (comercializador de ultimo recurso); EDA, SA (concessionaria do transporte e distribuicao na

Regiao Autonoma dos Acores, RAA) e EEM, SA (concessionaria do transporte e distribuicao na Regiao

Autonoma da Madeira, RAM). Em relacao a parte cedida a terceiros, constam como credores a ”Tagus,

SA” por parte da EDP Distribuicao e BCP e CGD por parte da EEM e da EDA.

5.1.2 CMEC, CAE e Garantia de Potencia

Como referido anteriormente, estes contratos tem implicacao direta no Defice Tarifario. Como se

pode ver na figura 5.2, os sobrecustos com os Contratos de Aquisicao de Energia (CAE), Custos de

Manutencao e Equilıbrio Contratual (CMEC) e Garantia de Potencia contribuem para os Custos de In-

teresse Economico Geral (CIEG) e para o defice tarifario.

E importante referir outra vez que os Produtores em Regime Ordinario tem mostrado grande resistencia

em abandonar estes modelos de remuneracao. Com o crescimento da Producao em Regime Especial,

a Producao em Regime Ordinario ve cada vez mais a sua participacao em mercado ameacada, ne-

cessitando destas compensacoes para que a sua existencia seja viavel. Por outro lado, com a entrada

do Mecanismo de Assistencia Financeira em Portugal, o Fundo Monetario Internacional exigiu que

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Figura 5.4: Evolucao da Dıvida Tarifaria em Portugal. Fonte: “Tarifas e Precos para a Energia Eletrica -dezembro de 2013” - ERSE.

o Estado Portugues diminuısse o Defice Tarifario, tendo considerado que estas compensacoes tem

contribuıdo muito para o crescimento da dıvida e que sao ”excessivas” . De 2013 para 2014 estas

compensacoes baixaram significativamente, sobretudo devido a amortizacao das instalacoes. No caso

dos CMEC, o valor desceu de 441,5 milhoes de euros em 2013 para 233,8 milhoes de euros em 2014.

Em relacao aos CAE, tambem no mesmo perıodo, o valor desceu de 162,9 para 130,1 milhoes de eu-

ros. Apesar da diminuicao destas compensacoes ser benefica, nao chegou para travar o defice tarifario,

como se pode ver na figura 5.2 devido ao crescimento dos sobrecustos PRE.

5.1.3 Sobrecustos com a Producao em Regime Especial

Conforme explicado no capıtulo referente a Producao em Regime Especial, este tipo de producao bene-

ficia de remuneracao garantida e aquisicao de toda a energia produzida por parte do comercializador de

ultimo recurso. Por sua vez, o CUR (EDP, SU) revende no mercado a energia adquirida aos produtores

PRE ao preco que o mercado oferecer. A diferenca entre o preco de compra e de venda (sobrecusto)

e, por sua vez, inserido na tarifa de uso global do sistema. O forte aumento da capacidade instalada de

fontes renovaveis (em particular a eolica) e da cogeracao nos ultimos anos e a indexacao das tarifas a

inflacao fazem com que tomem um peso muito grande nos CIEG. O aumento da inflacao e a contınua

aposta em fontes de energia renovavel vao manter a tendencia de crescimento destes custos e, con-

secutivamente, do defice tarifario. Como se pode ver na figura 5.2, de 2013 para 2014 os sobrecustos

PRE cresceram de 1.073,6 para 1.267,1 milhoes de euros.

5.1.4 Convergencia Tarifaria

Os custos de producao de energia eletrica nas regioes autonomas dos Acores e da Madeira sao su-

periores aos do continente devido a grande utilizacao de combustıveis fosseis como o fueloleo e diesel

e a falta de acesso a mercado de grande escala. Para que as tarifas nao sejam muito diferentes do

continente para as regioes autonomas, implementou-se o mecanismo de convergencia tarifaria. Assim,

54

o sobrecusto com a producao de energia eletrica na Madeira e nos Acores e incluıdo na tarifa de uso

global do sistema a nıvel nacional, impedindo que as tarifas subam muito nas regioes autonomas. Na ta-

bela 2 apresenta-se o impacto que o mecanismo de convergencia tarifaria teve nas regioes autonomas

e no continente em 2011 e o que teria se nao existisse.

Tabela 5.2: Impacto do mecanismo de convergencia das tarifaria. Fonte: Revista Neutro a Terra No11 -1o semestre de 2013.

Tarifas de Venda a Clientes Finais Sem Convergencia Com ConvergenciaContinente 2,3% 3,8%Regiao dos Acores 45,9% 3,8%Regiao da Madeira 26,5% 3,8%

Na figura 5.5 apresenta-se a evolucao desde 2003 dos sobrecustos com convergencia tarifaria para

as duas regioes autonomas. O DL 237-B/2006 de 18 de dezembro determinou que, tendo em conta

que os aumentos das tarifas para 2007 seriam muito superiores a taxa de inflacao prevista, as tarifas a

fixar para esse ano nao incluiriam os custos com a convergencia tarifaria. Este processo repetiu-se no

final de 2007 em relacao as tarifas de 2008. Assim, ficou definido que esses sobrecustos seriam pa-

gos com juros em prestacoes constantes ao longo de um perıodo de 10 anos a partir de janeiro de 2008.

Figura 5.5: Evolucao dos Sobrecustos com Convergencia Tarifaria. Fonte: Revista Neutro a Terra No11- 1o semestre de 2013.

5.1.5 A futura evolucao do defice tarifario

Segundo varios documentos da ERSE, em 2013 a dıvida tarifaria era praticamente 3.677 milhoes de

euros, em 2014 estima-se que tenha sido de cerca de 4.690 milhoes de euros e preve-se que em 2015

chegue aos 5.080 milhoes de euros.

55

Figura 5.6: Amortizacoes e Juros da Dıvida Tarifaria em 2015. Fonte: Comunicado: ”Proposta deTarifas e Precos para a Energia Eletrica em 2015” - ERSE

56

Analisando a figura anterior, a dıvida tarifaria em 2014 tinha o valor de 4.690 milhoes de euros, estando

prevista a amortizacao de 1.120 milhoes de euros em 2015. A ERSE estima que o valor da dıvida

tarifaria, em finais de 2015, devera ter aumentado mais 390 milhoes de euros atingindo um valor de

5.080 milhoes de euros. Comparando com os dois ultimos anos, a dıvida cresceu menos, apesar da

tendencia se manter.

Analisando os dados da divida atual, 93,7% deve-se aos sobrecustos e desvios da Producao em Re-

gime Especial (PRE) que nao foram repercutidos na tarifas em 2007, 2008 e 2009 no valor de 1.114

milhoes de euros e diferimentos do sobrecusto PRE de 2012, 2013, 2014 e 2015 no valor de 266, 674,

1.197 e 1.511 milhoes de euros, respetivamente.

Figura 5.7: Evolucao dos sobrecustos anuais e acumulados (valores em milhoes de euros) devido acomponente da producao eolica na PRE para o perıodo entre 2014 e 2027. Fonte: Revista Neutro aTerra No11 - 1o semestre de 2013.

Com a publicacao do artigo 73o-A do Decreto-Lei 78/2011 de 20 junho, entraram em vigor mecanismos

de alisamento quinquenal dos sobrecustos com aquisicao de energia eletrica a produtores PRE. Estes

mecanismos implicam a diluicao dos sobrecustos ocorridos ate ao fim de 2015 por um perıodo de 5

anos. Este processo de deferimento, apesar de resolver o aumento das tarifas de um ano para o outro,

aumenta a dıvida tarifaria devido ao pagamento de juros relacionados com a transferencia intemporal

de proveitos. De acordo este Decreto-Lei, so em 2020 e que esta previsto o fim do defice tarifario,

uma vez que acabam os pagamentos relacionados os mecanismos referidos. No entanto, o decreto-lei

preve que apos essa data haja uma revisao da necessidade de estabelecimento de uma metodologia

alternativa e adequada a realidade vigente no setor eletrico.

E importante salientar que 2015 marca o inıcio de um novo perıodo regulatorio, tendo havido uma

avaliacao dos objetivos relacionados com os ganhos efetivos de eficiencia impostos as empresas regu-

ladas no perıodo regulatorio anterior. E possıvel, desta forma, redefinir-se as bases de custos incluıdos

nas tarifas. Assim, estas metas permitiram diminuir os custos das atividades reguladas relacionados

com o transporte e distribuicao de energia eletrica.

A diminuicao das taxas de juro tanto da dıvida da Republica Portuguesa como das empresas nacio-

57

nais para valores baixos permitiu tambem uma revisao em baixa da taxa de remuneracao das ativi-

dades reguladas. Contudo, apesar do cenario ser positivo, o mecanismo de indexacao das taxas de

remuneracao foi mantido dadas as incertezas relacionadas com a evolucao das economias europeias.

De forma a diminuir o impacto dos CIEG nas tarifas de 2015, foram aprovados alguns diplomas em

2012 e 2013 que se mantiveram em 2014. As medidas aprovadas estao relacionadas com a reversao

para as tarifas das receitas decorrentes dos leiloes de CO2, compensacao dos produtores eolicos ao

SEN no ambito do Decreto-Lei n.o 35/2013 e com as receitas decorrentes da aplicacao do decreto-lei

n.o 74/2003. Ja em 2014 foi aprovado o Decreto-Lei n.o 55/2014 de 9 de abril. Este Decreto-Lei e res-

ponsavel pela alocacao das receitas relacionadas com o Fundo para a Sustentabilidade Sistemica do

Setor Energetico nas tarifas. Este fundo baseia-se numa contribuicao extraordinaria aplicada a todas

as empresas do setor energetico e foi criado para financiamento de medidas de eficiencia energetica

e reducao da dıvida tarifaria. De facto, a ERSE estima que em 2015 vai haver uma reducao dos CIEG

para valores proximos dos de 2012.

Figura 5.8: Custos de Interesse Economico Geral entre 1999 e 2015. Fonte: ”Proposta de Tarifas ePrecos para a Energia Eletrica em 2015” - ERSE

No entanto, apesar da reducao dos CIEG, o valor da dıvida tarifaria vai manter a sua tendencia de

crescimento nos proximos anos. Por um lado, os custos com os juros da dıvida continuam a subir. Por

outro, o crescimento do consumo de energia eletrica tem-se mostrado muito moderado. De acordo com

a ERSE, entre 2012 e 2013, o crescimento foi apenas de 0,2%. Estima-se que em 2014 tenha crescido

0,5% e que em 2015 cresca 0,8%. Este cenario de crescimento moderado da procura nao favorece a

diluicao dos custos das atividades reguladas, nomeadamente os que apresentam maior peso como a

componente de Uso Global do Sistema, responsavel pela recuperacao dos CIEG.

A dıvida tarifaria tem um impacto muito grande na economia. Uma vez que a banca internacional

nao tem interesse pela dıvida tarifaria portuguesa, o financiamento do SEN tem sido assegurado pela

banca nacional. No contexto difıcil da economia portuguesa, esta dıvida mantem-se segura e contribui

negativamente para a concessao de credito a outros setores economicos, especialmente pequenas e

medias empresas.

58

5.1.6 Medidas para diminuir ou controlar o defice

Como ja foi referido anteriormente, quando Portugal assinou o memorando de entendimento com a

”troika” composta pelo Fundo Monetario Internacional, Comissao Europeia e Banco Central Europeu,

ficaram definidos alguns compromissos especıficos em relacao ao setor eletrico. O ponto 5.6 diz que

Portugal deve renegociar ou rever em baixa os CMEC e os CAE que sao pagos a produtores em

Regime Ordinario. Os pontos 5.7 a 5.12 sugerem que se avalie a possibilidade de renegociar (em

baixa) os contratos existentes com tarifas bonificadas para a PRE e cogeracao. Em relacao a novos

contratos em PRE, Portugal deve rever em baixa as tarifas de forma a que nao compensem em excesso

os produtores.

Apesar dos compromissos presentes no memorando, o governo portugues quis nao so cumprir o acordo

como tambem tentar controlar o aumento das tarifas nos consumidores (cerca de 1,5% ao ano). Desta

forma, o governo decidiu suspender a atribuicao de novas licencas a Produtores em Regime Especial,

reduzir as tarifas bonificadas para a mini e microproducao e a remuneracao na cogeracao, suspender

o mecanismo de garantia de potencia, diminuir os juros pagos a EDP pela parcela em dıvida do CMEC

e rever o limite da tarifa bonificada para as centrais mini-hıdricas. Desta forma, o governo esperava

cortar 996 milhoes de euros na cogeracao, 151 milhoes de euros na producao eolica e 285 milhoes de

euros nas centrais mini-hıdricas ate 2030. Adicionalmente, o governo quis cortar 443 milhoes de euros

com a suspensao do mecanismo de garantia de potencia e 205 milhoes de euros com a revisao das

compensacoes aos produtores em regime ordinario. Assim, o governo portugues esperava conseguir

cortar cerca de 2 mil milhoes de euros nos custos com o setor eletrico, tambem ate 2030.

Em relacao ao Fundo para a Sustentabilidade Sistemica do Setor Energetico, o Orcamento de Estado

de 2014 veio introduzir a Contribuicao Extraordinaria sobre o Setor Energetico. Esta medida tem o valor

de 150 milhoes de euros, dos quais 50 milhoes tinham como objetivo contribuir para a reducao da dıvida

tarifaria.

Figura 5.9: Evolucao dos sobrecustos acumulados (milhoes de euros) devido a producao eolica com esem compensacao prevista pelo Decreto-Lei 35/2013. Fonte: Revista Neutro a Terra No11 - 1o semestrede 2013.

59

O Decreto-Lei 35/2013 de 16 de fevereiro veio alterar o regime de tarifas bonificadas aos produtores

eolicos, como referido anteriormente. Ficou definido que os produtores eolicos teriam que pagar uma

compensacao ao Setor Eletrico Nacional, que varia entre 5.000 e 5.800 euros por MW instalado com

o objetivo de contribuir para a sua sustentabilidade. No entanto, os produtores eolicos vem o perıodo

de remuneracao garantida alargado por mais 5 ou 7 anos. Esta compensacao devera contribuir para o

Sistema Eletrico Nacional com 25 milhoes de euros anualmente e 205 milhoes de euros ate 2020.

Na figura 5.9 e possıvel ver a diferenca imposta pelo Decreto-Lei 35/2013 ate 2034. Apesar das

compensacoes ao Sistema Eletrico Nacional, a extensao da remuneracao garantida vai resultar num

aumento de mais de 1,1 mil milhoes de euros de custos com a energia eolica ate 2034. Esta medida

vai contribuir diretamente para o prolongamento do defice tarifario, uma vez que vem adiar a entrada

dos produtores de energia eolica em mercado.

5.1.7 Conclusoes

Como se verificou ao longo do capıtulo, as medidas implementadas ate a data nao tem diminuıdo a

dıvida tarifaria. Apesar do defice ser menor atualmente, a dıvida continua a crescer. A nao incorporacao

dos sobrecustos nas tarifas contribui para o aumento dos custos com juros. Apesar das medidas

tomadas pelo governo portugues serem importantes, continuam a nao ser suficientes para baixar os

custos com o setor eletrico. As medidas aprovadas pelo governo reduzem o aumento da dıvida em

cerca de 2 mil milhoes de euros mas, por outro lado, o prolongamento da remuneracao garantida aos

produtores eolicos vai aumentar a dıvida em mais 1,1 mil milhoes de euros apesar dos 205 milhoes de

euros gerados nas compensacoes ao Sistema Eletrico Nacional.

5.2 Situacao em Espanha

Em Espanha, tal como em Portugal e tambem por razoes polıticas, a falta de convergencia entre os

proveitos e os custos das atividades reguladas gerou, nos ultimos dez anos, uma dıvida tarifaria. Este

Defice Tarifario espanhol teve origem no Real Decreto 1432/2002, onde ficou estabelecido que a tarifa

eletrica nao poderia aumentar mais do que a inflacao, havendo defice caso esse aumento se verifique.

Este defice foi aprovado pelo Governo Espanhol e a responsabilidade de financiamento e incorporacao

dos custos nas faturas dos anos seguintes ficou para as empresas do Sistema Eletrico Espanhol. No

entanto, perante a dificuldade que as empresas comecaram a ter em titularizar as dıvidas tarifarias,

o governo de Jose Luiz Zapatero decidiu, em janeiro de 2011, constituir o ”Fondo de Amortizacion

del Deficit Electrico” (FADE) avalizado pelo Estado Espanhol. Esta decisao surgiu para evitar que os

problemas de financiamento da dıvida se refletissem na subida abrupta das tarifas de energia eletrica,

uma vez que os primeiros financiamentos ja estavam perto da sua data de vencimento. Este fundo

pode adquirir os direitos de cobranca do defice tarifario ate 2016 e so pode ter atividade ate 2034.

60

Figura 5.10: Defice Anual das Atividades Reguladas entre 2002 e 2012 em milhoes de euros. Fonte:UNESA.

Figura 5.11: Evolucao dos Custos Regulados em Espanha. Fonte: UNESA.

Como se pode ver nos graficos 6.11 e 6.12 disponibilizados pela ”Asociacion Espanola de la Industria

Electrica” (UNESA), os custos relacionados com os subsıdios a Producao em Regime Especial e com

o Defice Tarifario aumentaram muito nos ultimos anos em Espanha, superando em muito os ingressos

conseguidos. E possıvel ver tambem, tal como na figura 5.10, que foi em 2005 que a dıvida comecou a

aumentar significativamente. Entre 2005 e 2012, o peso dos custos polıticos passou de 27% para 48%.

Tal como em Portugal, a Producao em Regime Especial pesa muito nos custos com a energia eletrica.

61

Figura 5.12: Evolucao das Componentes da Fatura de Energia Eletrica em Espanha. Fonte: UNESA.

Na figura 5.13, disponibilizada pela ”Comision Nacional de los Mercados y la Competencia”, e possıvel

ver que a dıvida tarifaria em Marco de 2014 era cerca de 28.466 milhoes de euros. Tambem em 2014,

o regulador do setor eletrico espanhol decidiu que os produtores renovaveis teriam de devolver 1.000

milhoes de euros recebidos a mais desde que entrou em funcionamento o novo perıodo regulatorio.

Para alem desta medida, o sistema contributivo para os Produtores em Regime Especial tambem mu-

dou. O Governo Espanhol decidiu eliminar as contribuicoes adicionais a instalacoes anteriores a 2005

por considerar que os investimentos ja estao rentabilizados. Estas medidas tiveram como objetivo

ajudar a travar o defice tarifario em 2014, sendo mesmo assim insuficientes. Apesar do esforco do

executivo para baixar custos, o Ministerio da Industria vai permitir que as energias renovaveis crescam

mais 8% entre 2015 e 2020 uma vez que algumas centrais nao renovaveis vao ter que encerrar em

2020 devido as novas normas ambientais.

62

Figura 5.13: Distribuicao da dıvida tarifaria de Espanha a 10/05/2013 e a 06/03/2014. Fonte: ”NotaResumen del Saldo de la Deuda del Sistema Electrico a 10/05/2013” e ”Informe sobre el Proyecto deR.D. por el que se regula el procedimiento de cesion de los derechos de cobro del deficit del ano 2013y se desarrolla la metodologıa de calculo del tipo de interes que devengaran los derechos de cobro delos deficit de ingresos y los desajustes temporales- CNE e CNMC.

Para a UNESA, o Defice Tarifario contribui, a longo prazo, para que o preco da energia seja cada vez

menos competitivo em Espanha. Os agentes terao tambem cada vez mais dificuldade em investir na

qualidade de abastecimento e no desenvolvimento de redes inteligentes. Por outro lado, as empresas

em Espanha terao cada vez menos valor, uma vez que a rentabilidade dos seus ativos na atividade

electrica nacional e inferior ao custo de financiamento. A associacao acredita que a polıtica ideal seria

ajustar os proveitos aos custos de abastecimento, eliminando os custos de polıtica energetica das

faturas. Precos artificiais dao sinais errados aos consumidores, contribuindo para comportamentos

ineficientes. A inclusao na fatura eletrica dos custos de polıtica energetica encarece o abastecimento,

afetando a competitividade das empresas e penalizando artificialmente a energia eletrica face a outras

alternativas energeticas.

63

5.3 Situacao em Portugal face a Situacao em Espanha

Os dois sistemas electricos ibericos (Portugal e Espanha) sao similares a parte um factor de escala. Na

verdade, a energia consumida e os diagramas diarios sao semelhantes na forma nos dois paıses, mas

o sistema electrico espanhol apresenta uma grandeza 5 vezes superior ao portugues.

Os dois sistemas sao constituıdos por dois subsistemas: producao em regime ordinario e producao

em regime especial. Apesar dos dois sistemas terem potencias instaladas e algumas diferencas nas

tecnologias, grosso modo, pode afirmar-se que, nos dois paıses, 60% da energia produzida/consumida

provem da producao ordinaria e a restante energia esta associada ao regime da producao especial.

Os sistemas de producao ordinarios em Portugal e em Espanha estao submetidos as mesmas regras

do mercado (MIBEL). Apesar deste facto, deve reconhecer-se que ha pagamentos extra mercado quer

em Portugal (CAE e CMEC) quer em Espanha (Garantia de Potencia). Nos dois paıses ha capacidade

instalada com reduzido factor de capacidade (CCGT).

Os sistemas de producao especial em Portugal e em Espanha apresentam as mesmas tecnologias,

embora o mix em potencias seja muito distintos. Mas o que e interessante e que o factor 5 continua a

prevalecer entre a energia de regime especial portuguesa e a energia de regime especial espanhola.

Para ilustrar a Situacao em Portugal face a Situacao em Espanha, considere-se o ano de 2013, anterior

a modificacao legislativa ocorrida em Espanha.

Tabela 5.3: Situacao em Portugal face a Situacao em Espanha em 2013

Tipo de Tecnologia Portugal Portugal x 5 EspanhaMini-Hıdrica [GWh] 1335 6575 7035Eolica [GWh] 11751 58755 54478Termica [GWh] 89161 40955 37004Solar [GWh] 442 2210 12540Energia Total [GWh] 21719 108570 111054Custo Total [milhoes de euros] [GWh] 2336,4 11682,0 13497,4

Como se mostra na tabela anterior, a energia total de Portugal x 5 e praticamente igual a de Espanha,

a diferenca relativa e 1,8%. Uma diferenca significativa existe nos custos totais de Portugal x 5 e a

Espanha, esta apresenta um custo total mais elevado de 15,4%. Esta diferenca e devida ao peso

da energia solar ser muito mais elevado Espanha que em Portugal e apesar da tarifa portuguesa da

energia solar ser elevada, ela e tambem elevada em Espanha.

Como ja se apresentou, na situacao relativa a situacao de Espanha, em 2014 o Governo para diminuir

o deficit tarifario espanhol alterou significativamente o regime remuneratorio do regime de producao

especial.

Uma vez que as medidas para reducao do deficit espanhol conduzem a uma diminuicao do custo

medio anual de cerca de 20%, isto significa que havera uma reducao de custo total com a PRE de 2,7

mil milhoes de euros. Tendo em conta a homotetia entre os sistemas de Portugal e Espanha, a reducao

em Portugal seria de 470 milhoes de euros.

64

Capıtulo 6

Conclusao

No primeiro capıtulo da presente dissertacao, e possıvel perceber a estrutura do Setor Eletrico em

Portugal e Espanha. Da analise ao mercado grossista, e possıvel concluir que Portugal depende es-

sencialmente de producao termica a partir de carvao e de producao renovavel. Em 2013, a producao

eolica e hidroeletrica representaram 48% da energia consumida. Ao comparar a producao renovavel

com a producao nao renovavel, e possıvel ver que a aposta em energias alternativas levou a que em

2013, 57% da energia produzida fosse de origem renovavel. O mix energetico vai depender cada

vez mais da Producao em Regime Especial, sobretudo de eolica. Em relacao a Espanha, a energia

nao renovavel depende sobretudo de producao nuclear e producao termica a carvao. A Producao em

Regime Especial tambem e muito importante, sobretudo a producao eolica e solar. Em 2013, 61% da

energia consumida teve origem renovavel, sendo cada vez mais importante. As energias renovaveis em

Portugal e Espanha deverao manter a tendencia de crescimento no futuro. No entanto, as polıticas ado-

tadas para descarbonizar a economia na penınsula iberica obrigam alguns produtores nao renovaveis

a venderem menos energia em mercado. Contudo, as polıticas sao contraditorias uma vez que a

producao atraves de carvao tem aumentado. Esta situacao levou a que alguns Produtores em Regime

Ordinario recebam compensacoes para manterem a sua rentabilidade, dada a sua importancia para o

setor energetico. Estas compensacoes consistem em CAE, CMEC e Garantia de Potencia como se

pode ver detalhadamente no ponto 2.3.

No segundo capıtulo e possıvel compreender o funcionamento dos Mercados na Penınsula Iberica. A

energia eletrica e transacionada atraves do Mercado Diario, Intradiario e a Prazo. Estes mercados ge-

ridos pela OMIClear (Operador de Energia Iberico).

O comercio de licencas de emissao de dioxido carbono e abordado no no mesmo capıtulo. Este mer-

cado foi imposto a Uniao Europeia em 2003 e teve como principal objetivo reduzir as emissoes de gases

de efeito de estufa. As emissoes tem vindo a ser reduzidas e a distribuicao de licencas pelos produtores

e da responsabilidade dos Estados-membros.

65

No fim do capıtulo abordou-se a questao das interligacoes entre Portugal e Espanha e entre a penınsula

iberica e o resto da Uniao Europeia. A Penınsula e considerada uma ”ilha energetica” uma vez que a

capacidade de interligacao entre Espanha e Franca e bastante reduzida. Desta forma, Portugal e Espa-

nha tem enormes dificuldades em exportar e importar eletricidade, sendo impossıvel partilhar os custos

elevados com a producao renovavel. De forma a contrariar esta realidade, o governo portugues exigiu

aos parceiros europeus que a capacidade de interligacao nos Pireneus fosse aumentada. No entanto,

ainda nao e claro que Portugal e Espanha venham a beneficiar deste investimento uma vez que Franca

pode vir a nao ser importadora de energia eletrica como se preve.

O capıtulo 3 diz respeito a Producao em Regime Especial em Portugal e Espanha. Este regime engloba

a cogeracao e a producao renovavel (excepto grande hıdrica). Estes produtores recebem incentivos

especiais. Nao so tem a garantia de que toda a energia produzida e adquirida como ainda beneficiam

de tarifas especiais. A potencia continua a aumentar e o preco medio com este regime tambem. E

possıvel ver que a Producao em Regime Especial e bastante mais cara que a Producao em Regime Or-

dinario. Esta diferenca origina um sobrecusto que contribui para o crescimento dos Custos de Interesse

Economico Geral. Por outro lado, os PRE tambem tem outro inconveniente. Uma vez que sao produto-

res intermitentes, e necessario recorrer a modelos de previsao e armazenamento para se poder adaptar

a producao ao consumo. Este armazenamento e possıvel em Portugal atraves de barragens reversıveis.

No quarto capıtulo e possıvel compreender a estrutura tarifaria em Portugal e o problema do defice

tarifario nos dois paıses. Os Custos de Interesse Economico Geral subiram muitos nos ultimos anos.

Em 2006, o governo portugues e o governo espanhol decidiram travar a subida dos precos da energia

eletrica atraves do deferimento dos CIEG. Esta decisao originou uma dıvida no setor eletrico portugues

que deve chegar aos 5.080 milhoes de euros em 2015 enquanto que em Espanha ja era de 28.466

milhoes de euros em marco de 2014. E importante voltar a referir que a dıvida tarifaria tem um im-

pacto muito negativo na economia. Os bancos nacionais tem vindo a financiar as empresas eletricas,

havendo menos credito disponıvel para outros setores da economicos. Em Espanha, a crise bancaria

levou a que o proprio Estado criasse um fundo para financiar a dıvida, dando o seu aval.

Esta dissertacao permite concluir que os setores eletricos nao tem sido geridos de forma eficiente. De-

vem continuar a ser analisados, sobretudo depois da entrada em funcionamento das novas interligacoes

com Franca. E necessario concluir se serao eficazes para resolver o problema dos custos elevados de

producao renovavel na Penınsula Iberica. O Defice Tarifario deve continuar a ser vigiado sobretudo

depois de 2020, data em que esta previsto o seu fim. Para complementar esta dissertacao, sugere-se

tambem uma analise dos custos de producao das varias tecnologias do ponto de vista dos produtores.

Este estudo seria util para concluir de que forma seriam afetados os Produtores em Regime Especial e

Ordinario caso o mercado se tornasse verdadeiramente concorrencial.

Apesar das polıticas adotadas serem positivas para o ambiente, os custos nao tem sido os mais cor-

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retos. Enquanto o setor eletrico for olhado apenas do ponto de vista ambiental, os custos e a dıvida

tarifaria vao continuar a aumentar. A economia depende muito do preco da energia eletrica. Assim,

com precos muito pouco competitivos, nao vai ser possıvel relancar a economia numa trajetoria de

crescimento sustentavel.

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