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Coordenação dos Investimentos no Transporte e
Produção de Electricidade
Ruben Couto Costa
Dissertação para a obtenção de Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri
Presidente: Prof.ª. Doutora Maria Eduarda de Sampaio Pinto de Almeida Pedro
Orientador: Prof. Doutor João José Esteves Santana
Vogal:Prof. Doutor Pedro Manuel Santos de Carvalho
Outubro de 2013
ii
iii
Agradecimentos
Quero agradecer ao meu orientador, Professor Doutor João Santana, pela orientação dada ao
longo do trabalho.
Quero agradecer aos meus colegas e amigos, que de uma maneira ou de outra, me
acompanharam ao longo do meu percurso académico, em especial ao Jorge pela total
disponibilidade e ajuda.
Não podia deixar de agradecer à minha família, em especial aos meus pais por tudo aquilo que
nem é preciso explicar.
iv
v
Abstract
The liberalization process introduced several structural changes in the electricity sector. The
traditional vertical integrated companies were unbundled and competition was introduced in the
generation segment. In a deregulated structure, the transmission network is essential to the
well-functioning of the energy markets. Transmission must ensure the security and reliability of
the electric system, provide fair access to energy for all participants, mitigate the market power
and integrate the increase of decentralized production.
Due to the role of the transmission system, an efficient transmission planning becomes
fundamental. Transmission investments must enable and encourage the optimal expansion of
the electric system. In this context, economic analyses of distributional impacts of transmission
investments become very important.
This work studies some of the critical aspects of the transmission system and transmission
investments in a restructured electric industry. A framework that analyses the distribution of
benefits is applied to the Iberian electric interconnection. The results are presented and an
attemp to idenfity who benefits from a transmission investment in the Iberian interconnection is
made.
Keywords: Electric Transmission, Transmission Investment, Transmission Planning,
Cost-Benefit Analysis
vi
vii
Resumo
O processo de liberalização da indústria elétrica introduziu alterações profundas no sector. As
empresas verticalmente integradas do sector tradicional são desmanteladas e a concorrência é
introduzida na geração. Numa indústria elétrica desregulada, a transmissão desempenha um
papel fundamental no bom funcionamento do mercado de energia. A rede de transporte tem de
garantir a segurança e a estabilidade do sistema, possibilitar o livre e justo acesso à energia a
todos os participantes, mitigar o poder de mercado e integrar a crescente produção
descentralizada.
Devido às funções desempenhadas pela transmissão, o processo de planeamento da
expansão da rede é de extrema importância. Os investimentos em transmissão devem
possibilitar e incentivar a expansão eficiente do sistema elétrico. Neste contexto, uma análise
da distribuição de impactos relativos a um investimento em transmissão é um instrumento
fundamental.
Neste trabalho faz-se um estudo teórico sobre a transmissão eléctrica numa indústria
reestruturada. Um modelo de análise da distribuição de benefícios é aplicado à interligação
Ibérica. Os resultados são apresentados e é feita uma tentativa de identificar quem beneficia e
quem perde com um investimento na interligação entre Portugal e Espanha.
Palavras-chave: Transmissão Elétrica, Investimentos em Transmissão, Planeamento
da Rede de Transporte, Análise Custo-Benefício
viii
ix
Índice
Capítulo 1 - Introdução .................................................................................................................. 1
1.1. Contexto.............................................................................................................................. 1
1.2. Objetivos ............................................................................................................................. 1
1.3. Estrutura ............................................................................................................................. 2
Capítulo 2 - Transmissão Elétrica numa Indústria Liberalizada .................................................... 3
2.1. A Liberalização do Sector Elétrico ...................................................................................... 3
2.2. O Mercado de Energia ........................................................................................................ 4
2.3. Regulação ........................................................................................................................... 5
2.4. Planeamento e Expansão da Rede de Transporte ............................................................ 6
2.4.1. Planeamento Tradicional ............................................................................................. 6
2.4.2. Planeamento numa Indústria Reestruturada ............................................................... 7
2.5. Conceitos Económicos ....................................................................................................... 8
2.5.1. Lei da Utilidade Marginal Decrescente ........................................................................ 8
2.5.2. Excedente do Consumidor: .......................................................................................... 9
2.5.3. Excedente do Produtor: ............................................................................................. 10
2.5.4. Excedente Económico Social: ................................................................................... 11
2.6. Coordenação entre Investimento em Transmissão e Geração ........................................ 12
2.7. Congestionamento na Transmissão ................................................................................. 14
2.7.1. Custos de Congestionamento numa Estrutura Elétrica Tradicional .......................... 14
2.7.2. Custos de Congestionamento numa Estrutura Elétrica Restruturada ....................... 17
2.8. Investimento Regulado e Privado em Transmissão ......................................................... 22
2.9. Financiamento e Distribuição de Custos de um Investimento em Transmissão Elétrica. 26
2.9.1. Distribuição de Custos e Benefícios .......................................................................... 27
2.9.2. Estratégias de Obtenção de Capital .......................................................................... 31
2.10. O Mercado Europeu de Eletricidade .............................................................................. 38
2.10.1. O MIBEL ................................................................................................................... 39
Capítulo 3 - Análise da Distribuição de Benefícios de um Investimento em Transmissão na
Interligação Ibérica ...................................................................................................................... 41
3.1. Modelo de Análise do Impacto Económico de Investimentos em Transmissão .............. 41
x
3.1.1. Fundamentos do Modelo ........................................................................................... 41
3.1.2. Formulação do Modelo .............................................................................................. 43
3.1.3. Modelação da Interligação Ibérica ............................................................................. 44
3.1.4. Limitações do modelo ................................................................................................ 45
3.1.5. Metodologia Utilizada ................................................................................................. 47
3.2. Resultados ........................................................................................................................ 47
3.2.1. Período de Ponta de Verão ....................................................................................... 47
3.2.2. Período de Vazio de Verão ........................................................................................ 51
3.2.3. Período de Ponta de Inverno ..................................................................................... 55
3.2.4. Período de Vazio de Inverno ..................................................................................... 58
3.3. Análise dos Resultados .................................................................................................... 61
Capítulo 4 - Conclusões .............................................................................................................. 63
4.1. Trabalho Futuro ................................................................................................................ 65
Referências Bibliográficas .......................................................................................................... 66
xi
Lista de Figuras
Figura 2.1 – Organização do Sistema Elétrico ............................................................................. 3
Figura 2.2 – Cálculo do preço diário ............................................................................................ 5
Figura 2.3 – Utilidade de um produto ............................................................................................ 9
Figura 2.4 – Utilidade marginal .................................................................................................... 9
Figura 2.5 – Excedente do consumidor ...................................................................................... 10
Figura 2.6 – Excedente do produtor ............................................................................................ 11
Figura 2.7 – Excedente económico social .................................................................................. 11
Figura 2.8 – Sistema de dois nós interligados ........................................................................... 15
Figura 2.9 – Custos de produção nodais ................................................................................... 15
Figura 2.10 – Sistema de dois nós com limitação na transmissão ............................................ 16
Figura 2.11 – Custos de produção devido a limitação da capacidade de transmissão ............. 16
Figura 2.12 – Efeito de um investimento em transmissão nos custos de produção .................. 17
Figura 2.13 – Preço de referência no sector desregulado ......................................................... 18
Figura 2.14 – Efeito da restrição na capacidade de transmissão .............................................. 19
Figura 2.15 – Custos de congestionamento segundo o método Uplit Costs ............................. 20
Figura 2.16 – Variação de custos devido ao redespacho .......................................................... 21
Figura 2.17 – Custos da rede ..................................................................................................... 27
Figura 2.18 – Importação e exportação num sistema de dois nó .............................................. 29
Figura 2.19 – Benefícios da Expansão da Transmissão ............................................................ 29
Figura 2.20 - Agregação das Diferentes TSO's numa TSO única .............................................. 32
Figura 2.21 – Programas de Investimento .................................................................................. 34
Figura 2.22 – Aumento anual das tarifas necessário para atingir um determinado ROE
mantendo os padrões financeiros, para diferentes valores de injeção de capital externo, em
relação ao TYNDP ...................................................................................................................... 36
Figura 2.23 – Aumento anual das tarifas necessário para se atingir um determinado ROE
mantendo os padrões financeiros, para diferentes valores de dividend pay-out ratio, em relação
ao TYNDP ................................................................................................................................... 37
Figura 2.24 – Esquema representativo do operador do mercado Ibérico ................................. 39
Figura 3.1 - Ponta Verão: Preço horário do mercado diário .................................................... 48
Figura 3.2 – Ponta Verão: Utilização da capacidade de interligação ........................................ 48
Figura 3.3 – Ponta Verão: Curvas agregadas da oferta e procura Espanha ............................. 49
Figura 3.4 – Ponta Verão: Curvas agregadas da oferta e da procura Portugal ........................ 49
Figura 3.5 – Vazio Verão: Preço Horário do Mercado Diário ..................................................... 52
Figura 3.6 – Vazio Verão: Utilização da Capacidade da Interligação ........................................ 52
Figura 3.7 – Vazio Verão: Curvas Agregadas da Oferta e da Procura Espanha ..................... 53
Figura 3.8 – Vazio Verão: Curvas Agregadas da Oferta e da Procura Portugal ....................... 53
Figura 3.9 – Ponta Inverno: Preço Horário do Mercado Diário .................................................. 56
xii
Figura 3.10 – Ponta Inverno: Utilização da Capacidade da Interligação .................................. 56
Figura 3.11 – Ponta Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Espanha ...................... 56
Figura 3.12 – Ponta Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Espanha ....................... 57
Figura 3.13 – Vazio Inverno: Preço horário do mercado diário ................................................. 59
Figura 3.14 – Vazio Inverno: Utilização da Capacidade da Interligação .................................. 59
Figura 3.15 – Vazio Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Espanha ....................... 59
Figura 3.16 – Vazio Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Portugal ....................... 60
xiii
Lista de Tabelas
Tabela 2.1 – Financial standards ................................................................................................ 32
Tabela 2.2 – Resultados obtidos através da estratégia Business as Usual ............................... 35
Tabela 2.3 - Resultados obtidos através da estratégia Issue Additional Equity ......................... 35
Tabela 2.4 - Resultados obtidos através da estratégia Shift to Growth Model ........................... 37
Tabela 3.1 – Datas selecionadas para análise ........................................................................... 45
Tabela 3.2 – Ponta Verão: Resultados com capacidade de 2100MWh ..................................... 50
Tabela 3.3 – Ponta Verão: Impacto de incrementos na capacidade de transmissão ................. 51
Tabela 3.4 – Vazio Verão: Resultados com capacidade de 500MWh ........................................ 54
Tabela 3.5 – Vazio Verão: Impacto de Incrementos na Capacidade de Transmissão .............. 55
Tabela 3.6 – Ponta Inverno: Resultados com de capacidade de transmissão de 800MWh ...... 57
Tabela 3.7 – Ponta Inverno: Impacto de Incrementos na Capacidade de Interligação .............. 58
Tabela 3.8 – Vazio Inverno: Resultados com Capacidade de 300 MWh.................................... 60
Tabela 3.9 – Vazio Inverno: Impacto de Incrementos na Capacidade de Interligação ............. 61
xiv
xv
Acrónimos ou Lista de Abreviações
ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity
TSO Transmission System Operator
REN Redes Eléctricas Nacionais
OCDE Organisation for Economic Co-operation and Development
TYNDP Ten-year Network Development Plan
CPI Consumer Price Index
ROE Return on Equity
MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade
xvi
1
Capítulo 1 - Introdução
1.1. Contexto
A liberalização da indústria elétrica provocou mudanças organizacionais e criou novos desafios dentro
do sector. As empresas verticalmente integradas, características do sector elétrico tradicional, foram
desmanteladas e, enquanto que o segmento de transmissão se manteve regulado, a concorrência foi
introduzida na geração de energia elétrica. Estas alterações conduziram ao aparecimento dos
mercados de energia e permitem aos consumidores escolher livremente o seu fornecedor. Segundo a
literatura, a longo prazo, a liberalização tem como objetivo o aumento da eficiência e redução de
custos do sistema elétrico.
A transmissão de energia elétrica desempenha um papel crucial num sector elétrico desregulado [1].
Os objectivos tradicionais da rede de transporte são a satisfação da procura de energia elétrica,
assim como a garantia da segurança e fiabilidade de todo o sistema [2]. Com a introdução da
concorrência na produção, a rede passou a ser responsável pelo bom funcionamento do mercado.
Tem que permitir o livre acesso à energia e mitigar o possível poder de mercado [3], [4], [5], [6].
Atualmente, é necessária uma rede flexível e robusta por forma a garantir a correta integração do
aumento de produção descentralizada [1], [7], [8].
A reestruturação do sector elétrico tornou o planeamento da expansão da rede uma tarefa mais
complicada [3], [9]. Deixou de haver um planeamento centralizado dos investimentos em geração e
transmissão, o que se traduz num aumento da incerteza. O crescimento da incerteza, em conjunto
com os novos objetivos da transmissão, são os fatores principais que aumentam a complexidade do
planeamento [10].
O desenvolvimento da rede elétrica europeia é uma peça fundamental na estratégia da União
Europeia, relativamente à indústria elétrica. Segundo a ENTSO-E, a médio e longo prazo, é
necessário um grande volume de investimentos em transmissão na rede europeia [11].
Considerando a importância da rede de transporte, o aumento da complexidade do planeamento da
expansão da mesma e as necessidades futuras de investimentos no segmento, uma análise
económica sobre um possível investimento torna-se um instrumento fundamental. É neste contexto
que se insere a presente Dissertação de Mestrado.
1.2. Objetivos
O objetivo desta dissertação é o estudo do segmento de transmissão num sector elétrico liberalizado.
Para isso, pretende-se fazer uma análise teórica de alguns dos aspetos mais importantes relativos à
transmissão elétrica. Finalmente, quer-se aplicar um modelo de análise da distribuição de impactos
relativos a um investimento em transmissão, à interligação entre Portugal e Espanha.
2
1.3. Estrutura
Esta Dissertação de Mestrado está divida em quatro capítulos. No primeiro e presente capítulo, faz-se
a contextualização do tema, definem-se os objectivos do trabalho e apresenta-se a estrutura do
mesmo.
No segundo capítulo é feito um estudo teórico sobre alguns dos aspectos mais importantes relativos à
transmissão elétrica num sector liberalizado. Este capítulo está dividido em dez secções. Nas três
primeiras secções apresenta-se o processo de liberalização, o mercado que resulta do mesmo e as
necessidades e os objetivos da regulação do segmento da transmissão. O planeamento da expansão
da rede de transmissão numa indústria desregulada é analisado na quarta secção. Alguns dos
conceitos económicos essenciais à compreensão do tema são apresentados na secção seguinte. O
tópico do congestionamento da rede é estudado na sétima secção. Na secção 8 compara-se o
modelo de investimentos regulados na rede com o modelo de investimentos privados. Na secção 9
apresenta-se um modelo de distribuição de custos de investimentos e identificam-se estratégias de
obtenção de capital por parte dos operadores dos sistemas de transmissão. Finalmente, na última
secção do segundo capítulo, estuda-se o mercado Europeu de eletricidade e o Mercado Ibérico.
No terceiro capítulo apresenta-se o modelo que se pretende aplicar à interligação Ibérica. Detalham-
se os fundamentos, a formulação e limitações do modelo, faz-se a modelação da interligação entre
Portugal e Espanha e identifica-se a metodologia utilizada. Os resultados da aplicação do modelo são
apresentados e analisados.
No capítulo quatro encontram-se as conclusões e as propostas de trabalho futuro.
3
Capítulo 2 - Transmissão Elétrica numa Indústria Liberalizada
2.1. A Liberalização do Sector Elétrico
A indústria de energia elétrica está estruturada em produção, transporte, distribuição e
comercialização [7]. Um esquema simplificado da organização da mesma está identificada na Figura
2.1.
Figura 2.1 – Organização do Sistema Elétrico [7]
Tradicionalmente, o sector elétrico baseava-se numa empresa verticalmente integrada responsável
por todas funções mencionadas anteriormente. O planeamento e desenvolvimento do parque
produtor estava fortemente relacionado e interligado com as mesmas fases da rede de transporte de
energia. Este processo era coordenado de forma a garantir que a totalidade da procura era satisfeita,
ao mesmo tempo que o sistema elétrico funcionava dentro dos limites que garantissem a segurança e
fiabilidade do mesmo [7]. As decisões sobre investimentos em transmissão eram tomadas
centralmente, em conjunto com as decisões sobre novos investimentos em geração. Com base nas
previsões da procura de energia elétrica, os governos optavam pela construção de novas centrais de
um determinado tipo ou por contratos de importação de energia. Os investimentos na rede de
transporte eram feitos de acordo com os investimentos em geração, as necessidades de importação
e a localização das cargas [12].
Nos anos 80 começou a liberalização dos sectores elétricos. A liberalização baseia-se na introdução
de concorrência na geração e comercialização de energia, passando os consumidores a poder
escolher livremente o seu fornecedor de eletricidade [13]. A reestruturação da indústria elétrica
conduziu ao desmantelamento das empresas verticais características do sector tradicional. Este
processo de desmantelamento, ou unbundling, consiste em separar os monopólios naturais, que
devem manter-se fora do âmbito da concorrência, das atividades contestáveis [14]. A concorrência foi
introduzida na produção e comercialização de eletricidade, enquanto que a transmissão permaneceu
4
um monopólio natural regulado [12]. Tratando-se de um monopólio natural, o segmento da
transmissão elétrica fica sujeito a regulação económica [13].
Neste contexto, surge a figura do operador do sistema de transmissão, TSO. O TSO é responsável
pela gestão e operação da rede de transporte. Dependendo do grau de separação do sector, este
pode ou não possuir as estruturas físicas da rede.
Segundo a literatura, a desregulação do sector tem como principais objectivos o aumento da
eficiência na gestão e operação dos recursos associados a esta atividade, o que se traduzirá numa
redução dos custos de produção, melhoria da qualidade do serviço e, finalmente, numa maior
satisfação por parte dos consumidores.
2.2. O Mercado de Energia
Estas mudanças de paradigma na organização do sector elétrico levaram ao aparecimento dos
mercados de energia elétrica [7]. Estes mercados organizados servem como plataforma para a
compra e venda de energia elétrica por parte dos produtores e consumidores [15].
Os mercados de energia, ou também denominados bolsas de energia, funcionam com base nas
curvas agregadas da oferta e da procura dos produtores e consumidores participantes nesse mesmo
mercado. As ofertas de venda de energia podem ser classificadas como complexas ou simples. As
ofertas complexas estão sujeitas a condições impostas pelos produtores. Estas condições são de
natureza física ou económica e estão normalmente associadas ao funcionamento das centrais. Cada
agente participante no mercado, quando oferece a sua proposta de compra ou venda de energia,
identifica o dia, a hora, o preço e a respectiva quantidade. Posteriormente, para uma determinada
região e data, as ofertas efetuadas por todos os consumidores são reunidas e obtém-se a curva
agregada da procura. A curva agregada da oferta é construída com base nas ofertas de energia
realizadas pelos produtores e, de forma análoga, à dos consumidores [15]. Numa indústria elétrica
reestruturada, os produtores estabelecem livremente os preços das suas ofertas de venda. Desta
forma, as curvas das ofertas substituem as curvas dos custos de produção, características do modelo
regulado. Se o mercado for competitivo, teoricamente, apesar dos geradores poderem escolher
livremente o preço das suas ofertas de energia, a curva agregada da oferta no modelo desregulado
deve aproximar-se da curva agregada dos custos de produção [16].
A intersecção das curvas agregadas da procura e da oferta permite calcular o preço de referência do
mercado para uma determinada hora. Este procedimento está representado na Figura 2.2. O preço
de referência do mercado reflete a solução que apresenta menor custo de produção e que satisfaz a
procura [15]. Este preço é aplicado a todas as unidades de energia selecionadas para venda,
inclusive as que foram oferecidas a um preço inferior ao estabelecido. Por exemplo, para os
geradores que ofereceram energia a preço zero, todas as suas unidades de energia vão ser vendidas
ao preço de mercado, recebendo estes um valor superior ao preço presente na sua oferta [13].
5
Figura 2.2 – Cálculo do preço diário [15]
A energia é negociada para cada uma das 24 horas de cada dia do ano e é transacionada no dia
seguinte à negociação. O responsável pelo bom funcionamento da bolsa de energia é um agente
independente, o operador de mercado. O operador de mercado é responsável pela recolha das
ofertas de produção e consumo de energia, estabelece as curvas agregadas da procura e da oferta e
estabelece o preço de referência do mercado [13], [17].
Outro método aplicado ao mercado desregulado baseia-se na não obrigatoriedade da bolsa de
energia. Este método confere liberdade aos intervenientes do mercado para estabelecerem, entre si,
contratos bilaterais de transação de energia não submetidos à regulação [13].
2.3. Regulação
O sector elétrico reestruturado caracteriza-se pela abertura do mercado da geração de energia
elétrica. Contudo, o segmento da transmissão elétrica mantém-se um monopólio. A existência de um
monopólio público ou privado determina a necessidade de uma ação reguladora, que deve ser
exercida pelo estado ou delegada numa entidade mais ou menos independente [13].
A liberalização da indústria elétrica tornou o trabalho da regulação mais complicado [9], [18]. O
serviço de transmissão elétrica é complexo, o que torna difícil a regulação de uma empresa do sector.
Por exemplo, a aplicação da lei de Kirchhoff à capacidade de transmissão, depende da localização
dos centros produtores e das cargas. Para além disso, para um dado investimento a maior parte dos
custos são afundados. Acrescenta-se também o aspeto da flutuabilidade da procura, que torna a
ocupação da capacidade de transmissão um problema. A longo-prazo, o maior desafio prende-se
com a otimização do investimento, que tem de incentivar a expansão eficiente da rede e minimizar os
custos dos investimentos [9].
A regulação de uma empresa da área de transmissão de energia elétrica tem que ponderar
diferentes objetivos. Estes são: garantir a viabilidade financeira da empresa regulada, estimular a
prestação justa e adequada do serviço, incitar a minimização de custos de operação, garantir a
6
existência de uma renda recolhida pelo TSO e motivar a expansão eficiente da rede. Este último é
principalmente relevante, uma vez que uma expansão ótima da rede de transporte é um fator crítico
para o bom funcionamento do modelo liberalizado do sector elétrico [19].
2.4. Planeamento e Expansão da Rede de Transporte
De acordo com a literatura, num mercado de energia elétrica reestruturado a rede de transporte
desempenha um papel fundamental. À semelhança do que acontecia numa indústria tradicional, a
transmissão é indispensável para que a procura de energia elétrica seja satisfeita pela oferta e deve
garantir a segurança e fiabilidade de todo o sistema [2]. Com a liberalização do sector, a transmissão
é também responsável pelo bom funcionamento do mercado. Uma capacidade de transmissão
eficiente garante o livre e justo acesso de todos os intervenientes à energia de baixo custo, mitiga o
poder de mercado por parte dos geradores e aumenta a competição ao nível da produção elétrica [3],
[4], [5], [6]. Mais recentemente, a rede de transporte tem que garantir a integração da crescente
produção descentralizada, principalmente eólica, que altera drástica e rapidamente os perfis de
produção de eletricidade [1], [7], [10].
A rede de transporte é um dos componentes do sistema elétrico e, como foi visto anteriormente, é de
uma importância extrema no bom funcionamento do mesmo. Contudo, o planeamento e expansão da
rede de transmissão numa indústria elétrica reestruturada torna-se mais complicado [3], [9]. A
complexidade deste processo deve-se principalmente ao facto dos investimentos em geração de
eletricidade serem feitos por empresas privadas, com base em sinais de mercado. Além disso, uma
nova linha de transmissão demora significativamente mais tempo a estar concluída que uma nova
central de produção [9].
2.4.1. Planeamento Tradicional
Num sector elétrico tradicional, o planeamento da rede é centralizado na empresa verticalmente
integrada que gere todo o sector. Os investimentos em transmissão são realizados para garantir a
segurança e fiabilidade do sistema e satisfazer o crescimento da procura. O planeamento de todo o
sistema elétrico baseia-se na redução de custos. Como os investimentos em transmissão são mais
baratos quando comparados com o preço de instalar nova capacidade de geração, em geral, o
processo de expansão é feito de forma sequencial. A instalação de nova capacidade de transmissão
segue os investimentos em geração. Em primeiro lugar, constrói-se a capacidade de geração que
resulta no custo de produção mais baixo. De seguida, é construída uma linha ou aumenta-se a
capacidade de uma já existente, por forma a potenciar ao máximo a nova capacidade de produção.
Através de estudos económicos pode-se concluir que, para determinadas situações, um investimento
em transmissão é suficiente para satisfazer o crescimento da procura, sem ser necessário instalar
nova capacidade de produção. Noutros casos os investimentos em transmissão são justificados
apenas pela garantia de segurança do sistema. Desta forma, o planeamento e expansão da rede de
transporte, e do restante sistema elétrico, é um problema de minimização de custos, cujas restrições
são a segurança e fiabilidade do sistema [3].
7
2.4.2. Planeamento numa Indústria Reestruturada
A reestruturação do sector elétrico alterou os objetivos e aumentou a incerteza do planeamento da
rede de transporte. Os objetivos a atingir através da expansão da transmissão são permitir um
ambiente competitivo e não discriminatório a todos os participantes no mercado e manter, em todos
os instantes, a estabilidade do sistema [4], [10]. Buygi em [10], concluí que a principal função deste
processo, passa pela satisfação das expectativas dos intervenientes no mercado. No mesmo
trabalho, faz a recolha literária dos objetivos esperados pelas partes interessadas relativamente a um
novo projeto na rede de transporte. Esses pontos são apresentados de seguida:
1. Incentivo e facilitação da concorrência no mercado elétrico.
2. Acesso indiscriminado a energia de baixo custo.
3. Minimização dos riscos de investimento.
4. Minimização dos custos do investimento e operação.
5. Aumento da fiabilidade da rede.
6. Aumento da flexibilidade do operador do sistema
7. Redução dos custos da rede.
8. Diminuição dos impactos ambientais.
9. Aumento do valor global do sistema.
O aumento da incerteza é outro fator que induz diferenciação entre o planeamento numa indústria
regulada e numa desregulada. No mesmo trabalho referido em cima, Buygi identifica detalhadamente
as fontes de incerteza associadas à industria desregulada. Essas fontes são:
1. Cargas.
2. Custos de produção e consequentemente as ofertas dos produtores.
3. Potência e ofertas de produtores independentes.
4. Transações de energia com outras áreas e países.
5. Colapso ou encerramento de geradores ou linhas.
6. Expansão ou recuo de produção.
7. Expansão ou recuo do consumo.
8. Instalação, encerramento ou reparação de instalações da rede.
9. Custos de expansão de transmissão.
10. Regras de mercado.
Devido aos novos desafios, mudança de paradigma e aumento da incerteza, presentes no
planeamento da rede, novos métodos e critérios foram desenvolvidos.
Em [20] é proposto um método de planeamento da rede com base em diferentes padrões de trânsito
de energia. Em [21] um plano de expansão da rede é desenvolvido combinando um trânsito de
energia probabilístico ótimo e uma tomada de decisão incerta. Um plano a médio prazo através de
programação linear é apresentado em [22]. Recorrendo a uma formulação de programação linear
mista, um plano a longo-prazo, para um mercado de eletricidade, é desenvolvido em [23]. Em [8] é
proposto um algoritmo genético para a expansão de um sistema de transmissão. Tanto em [24], como
8
em [25] são apresentados modelos de expansão baseados na segurança e fiabilidade do sistema.
Um estudo sobre os critérios económicos que devem ser considerados no planeamento da rede é
proposto em [26]. Um modelo que considera investimentos privados em transmissão e que emite
sinais de mercado para os produtores, é apresentado em [27]. Em [28] o plano de desenvolvimento
da rede realizado por uma TSO proactiva é estudado, analisando-se o caso real da TSO Italiana. Em
[9] são considerados diversos planos de expansão ao nível da geração. De entre esses, é
selecionado o que produz melhores resultados para os produtores. Para o mesmo plano de expansão
da geração, são estudados vários planos de expansão da rede, sendo selecionado o que melhor
mitiga o poder de mercado. Em [29] faz-se uma análise à evolução dos investimentos em transmissão
de um ponto de visto económico e de engenharia. Um método probabilístico para calcular a função
densidade de probabilidade dos preços nodais é apresentado em [10]. No mesmo trabalho, são
também apresentados vários modelos comerciais. Um modelo analítico de multicamadas é proposto
em [30]. Em [4] os diferentes métodos de expansão são classificados e faz-se a sumarização dos
métodos não determinísticos.
Para além do estudo técnico do sistema, é também necessária uma análise económica. Esta análise
deve ser capaz de estudar os diferentes impactos do um novo projeto em transmissão, considerando
todos os pontos de vista e obtendo informação sobre os benefícios recolhidos por todos os
participantes [3].
2.5. Conceitos Económicos
A expansão ótima da rede de transporte necessita de uma análise económica aprofundada sobre os
impactos que um novo projeto em transmissão tem na sociedade. Estes impactos são medidos com a
ajuda de conceitos económicos como o excedente do produtor, excedente do consumidor e
excedente económico social. Estes conceitos detêm elevada importância e são a base das análises
de custo-benefício, preponderantes nas tomadas de decisão sobre os diferentes investimentos em
transmissão.
2.5.1. Lei da Utilidade Marginal Decrescente
A lei da utilidade marginal decrescente expressa que, à medida que o consumo do bem aumenta, a
sua utilidade marginal diminui. Isto é, para o consumidor, as primeiras unidades adquiridas de um
determinado bem têm um valor mais elevado que as restantes. A utilidade total aumenta com o
consumo porém, a utilidade marginal, a utilidade da próxima unidade adquirida, diminui. A curva da
utilidade de um bem está representada na Figura 2.3. Já na Figura 2.4 apresenta-se a curva da
utilidade marginal de um produto. Sendo assim, a utilidade total de um bem é caracterizada por uma
taxa de crescimento decrescente. Esta Lei é a base dos conceitos apresentados de seguida [31].
9
Figura 2.3 – Utilidade de um produto [32]
Figura 2.4 – Utilidade marginal [32]
2.5.2. Excedente do Consumidor:
O excedente do consumidor é a diferença entre a utilidade total de um bem e o seu valor de mercado.
Este conceito pode ser analisado de dois pontos de vista diferentes: o excedente do consumidor de
um indivíduo isolado ou de um mercado.
10
O excedente do consumidor de um indivíduo advém da lei da utilidade marginal decrescente.
Segundo esta, à medida que o consumo de um bem aumenta, tende a diminuir a sua utilidade
marginal. Desta forma, a utilidade do consumidor é superior ao valor de mercado e é definida pelo
integral da curva da procura desse indivíduo, limitado pela reta do preço de mercado.
O excedente do consumidor de um mercado é equivalente à definição anterior mas utilizando a curva
de procura agregada de um mercado em vez da curva da procura de um único consumidor. A curva
da procura agregada quantifica o que os consumidores estão disponíveis a pagar por cada unidade
consumida. A área abaixo dessa curva, que representa a utilidade do bem, subtraída do valor de
mercado corresponde ao excedente dos consumidores [31].
Figura 2.5 – Excedente do consumidor
Em teoria, um investimento deve ser efetuado caso o excedente total do consumidor exceda os seus
custos [31].
2.5.3. Excedente do Produtor:
O excedente do produtor é a diferença entre as receitas dos produtores e os seus custos totais de
produção. Os conceitos de excedente de um produtor individual ou, excedente de produtores de um
mercado, podem ser definidos de forma análoga à do excedente do consumidor.
11
Figura 2.6 – Excedente do produtor
2.5.4. Excedente Económico Social:
O excedente económico social é definido pela soma dos excedentes dos produtores e dos
consumidores. Este conceito representa a utilidade total, gerada por uma determinada economia, que
excede os seus custos de produção totais. Uma economia diz-se eficiente, quando a partir dos
recursos disponíveis se obtém o máximo excedente económico [31].
Figura 2.7 – Excedente económico social
Na análise de investimentos em transmissão, o excedente económico social não se restringe apenas
ao excedente do produtor e consumidor. Uma terceira parcela tem de ser incluída, as rendas de
transmissão. Estas são a fonte de receitas dos detentores das linhas [33]. As rendas de transmissão
refletem o custo de transportar energia e equivalem à diferença entre o que os consumidores pagam
e o que é recebido pelos produtores [16]. O tema das rendas e custo de congestionamento é
aprofundado mais à frente neste trabalho.
12
2.6. Coordenação entre Investimento em Transmissão e Geração
Nova capacidade de transmissão pode ser vista como substituto ou complemento à capacidade de
produção de eletricidade. No entanto, um novo projeto de transmissão não pode ser considerado
exclusivamente como substituto ou complemento à produção, mas sim uma mistura das duas
características [34].
O impacto de um investimento em transmissão é diferente dependendo do ponto de vista adotado.
Tanto um gerador como um consumidor num nó importador vêm um novo projeto em transmissão
como um substituto à geração. Contrariamente ao consumidor, que beneficia do preço mais baixo da
eletricidade, que a nova capacidade de transmissão permite, o produtor sofre uma diminuição das
receitas. No nó exportador a nova capacidade de transmissão é vista como um suplemento porque
permite ao produtor exportar uma quantidade de energia maior, aumentando as suas receitas. Como
não são assumidas economias de escala ao nível da produção elétrica, o aumento da quantidade
exportada pelo gerador, traduz-se num aumento de custos de produção, que se traduzem num
aumento do preço da energia. Este aumento de preço vai diminuir o excedente dos consumidores do
nó exportador [34].
Existem duas soluções distintas para lidar com o aumento da procura ou, com o fecho de um grande
centro produtor num nó da rede. A resposta a esta alteração pode ser dada através do aumento da
capacidade de transmissão, o que permite a importação de energia mais barata proveniente de um
nó com o preço marginal mais baixo. Outra solução passa por uma empresa privada avançar com a
construção de nova capacidade de geração no nó em causa, substituindo assim a necessidade de
investimento em transmissão [34]. Para além de substituir energia cara por energia mais barata
proveniente de geradores mais afastados das cargas, o aumento da capacidade de transmissão
mitiga o poder de mercado dos produtores, que surge devido ao congestionamento das redes. O
aumento da capacidade de transmissão diminui os custos de produção de eletricidade do sistema, ao
mesmo tempo que aumenta o nível de concorrência entre produtores [35].
Uma coordenação coerente entre investimentos em geração e transmissão é necessária, não só
devido à característica de complemento e substituição dos mesmos, mas também devido à forte
interligação entre os dois segmentos da indústria elétrica. Por um lado, o congestionamento pode
influenciar os processos de operação e planeamento dos produtores, afetando a localização e
capacidade de novas centrais. Por outro lado, a expansão do parque produtor pode aumentar os
níveis de congestionamento da rede, comprometendo a eficiência dos reforços da mesma [36].
Como consequência da liberalização do mercado de eletricidade, a coordenação dos investimentos
em geração e transmissão deixou de ser feita de uma forma centralizada. Os investimentos em nova
capacidade de geração são realizados por empresas de produção privadas que têm como objetivo a
maximização dos seus lucros. Ao nível da rede de transporte, os investimentos em nova capacidade
é responsabilidade de um TSO. O objetivo deste operador do sistema de transmissão passa por
garantir a segurança da rede e maximizar o bem estar social. O desalinhamento de objectivos do
13
planeamento da rede de transporte e do planeamento do parque produtor, podem resultar num
conflito entre fatores económicos, de segurança e bom funcionamento da rede [36]. Neste contexto,
um dos desafios presentes a uma TSO é o planeamento independente da expansão da rede. A
expansão ótima da rede pode envolver investimentos em geração numa região da rede importadora,
onde exista bastante congestionamento e, onde a concorrência pode ser elevada. Como numa
indústria liberalizada, os investimentos em geração são realizados por empresas privadas que visam
maximizar os seus lucros, estas podem preferir investir num nó exportador dessa região
congestionada, prevendo que o operador tenha depois que aumentar a capacidade de transmissão
nesse local. O produtor pode avançar com a sua decisão, esperando que o TSO investimenta
posteriormente em nova capacicade de transmissão. Esta combinação de investimentos é mais cara
que a inicialmente prevista, mas considerando o investimento em geração realizado, o TSO pode ser
forçado a investir em nova capacidade de transmissão. No entanto, pode ser preferível socialmente
que não haja investimento em transmissão. Desta forma, caso o operador consiga não investir no
aumento da capacidade de transporte entre os dois nós, os preços nodais baixos do nó exportador
podem desencorajar os produtores a investir dessa forma e, levá-los a investir onde o sistema mais
precisa [1].
Os objectivos do operador do sistema de transmissão podem ser classificados em três categorias
distintas: gestão do trânsito de energia e do congestionamento a curto prazo, desenvolvimento da
rede de transporte e coordenação com sistemas adjacentes. A coordenação entre a transmissão e a
geração está mais dependente dos dois primeiros. Os dois objectivos distinguem-se em relação ao
seu horizonte temporal, o primeiro é a curto prazo, enquanto que o segundo é a longo prazo. Em [35]
identifica-se a estrutura ideal de uma TSO para atingir os dois tipos de objetivos. Essa TSO ideal
resulta da combinação de um método de preços nodais e de uma política e ação reguladora a nível
da minimização de custo de congestionamento e de investimento na rede [35].
Um sistema de preços nodais promove uma gestão eficiente da congestionamento a curto-prazo [1]
[2]. Utilizando este método, se os produtores não oferecerem as suas ofertas de forma competitiva,
pode surgir distorção, o que impede a determinação do trânsito de energia eficiente. Contudo, os
resultados promovidos pelos preços nodais, originam uma alocação fléxivel da rede o que se traduz
numa forte sensibilidade da procura. Desta forma o poder de mercado tende a ser mitigado e
consequentemente a distorção é menor que com outros métodos [1].
O planeamento e expansão da rede a longo prazo devem resolver o congestionamento desde que
seja economicamente viável. A TSO deve investir de forma a reduzir os custos da rede, através de
uma ponderação dos custos de congestionamento e de investimento, maximizando assim o bem-
estar social. As TSO’s reais caracterizam-se por várias combinações de esquemas sub-ótimos [35].
14
2.7. Congestionamento na Transmissão
A liberalização da indústria elétrica introduziu alterações aos fluxos de energia na rede. No sector
tradicional, a localização da geração era estável e fácil de prever. A possibilidade de compra e venda
de energia sem restrições, característica da reestruturação, aumenta o trânsito de energia e torna-o
mais dinâmico. Acrescenta-se o grande contributo do aumento da produção descentralizada,
principalmente a eólica, para o caracter dinâmico dos fluxo de energia na rede. Neste novo cenário,
assiste-se a um aumento significativo de congestionamento na rede [7].
O congestionamento em transmissão ocorre quando, devido aos limites de segurança das linhas, não
existe capacidade de transmissão suficiente para suportar todos os pedidos de serviço de transporte
de energia. Para garantir a fiabilidade do sistema, o operador tem que fazer um redespacho dos
geradores e, no limite, tem que negar alguns dos pedidos de transmissão para impedir que as linhas
colapsem. O custo associado ao congestionamento, assumindo que a procura é fixa e que tem de ser
satisfeita, é o custo líquido de substituir a energia que não pode ser transportada, por exemplo,
através de energia proveniente de geradores mais próximos mas com um preço marginal mais
elevado [16]. Os custos associados ao congestionamento equivalem a cerca de 3 % a 5% dos preço
total de energia [19]. Em adição ao seu custo, o congestionamento provoca a diminuição do efeito da
concorrência entre geradores e, impede o acesso a energia a baixo custo a uma parte dos
consumidores [16].
No relatório “Electricity Transmission Congestion Costs: A review of Recent Reports”, elaborado pelo
Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, são apresentados diferentes métodos para
lidar com o congestionamento e os seus custos. Partindo de um exemplo simples de dois nós
interligados, é analisado o impacto do congestionamento num sector elétrico vertical. Relativamente a
uma indústria elétrica reestruturada, são identificadas três formas distintas de gestão dos custos de
congestionamento, em uso nos Estado Unidos. Os diferentes métodos de gestão do
congestionamento, identificados no relatório, são apresentados de seguida.
2.7.1. Custos de Congestionamento numa Estrutura Elétrica Tradicional
O congestionamento na rede de transmissão e os seus custos associados estão presentes não só
num mercado liberalizado de energia mas, também num mercado regulado, que é caracterizado por
uma empresa que integra verticalmente todas os segmentos da indústria de energia elétrica.
Recorrendo ao exemplo prático apresentado em [16], identificam-se de seguida os custos de
congestionamento relativos ao modelo centralizado do sector elétrico e, a forma como estes são
distribuídos. O exemplo prático consiste em dois nós ligados por uma linha de transmissão. Os nós
são caracterizados por uma procura inelástica de 500MW. Em relação à linha de transmissão são
estudados dois casos, no primeiro a capacidade da linha é ilimitada, enquanto que no segundo é
limitada.
15
Figura 2.8 – Sistema de dois nós interligados [16]
Figura 2.9 – Custos de produção nodais [16]
Em cada nó, cada produtor oferece a energia ao seu custo marginal e, juntando as curvas da oferta
de cada gerador e em cada nó, definem-se as curvas agregadas de oferta nodais. Na Figura 2.9
estão representadas as curvas da oferta para cada um dos nós, sendo que a do nó A tem o
andamento da esquerda para a direita e, a do nó B o andamento inverso, da direita para a esquerda.
O despacho económico, que corresponde à solução de menor custo de produção, é calculado pela
intersecção das linhas agregadas da oferta nos dois nós. Neste contexto, e para suprir a procura em
cada nó são produzidos 700MW no nó A e 300MW no nó B. A linha de transmissão de capacidade
ilimitada permite que haja um trânsito de energia de 200MW do nó A para o nó B. Tratando-se de um
caso em que não existem restrições ao nível do transporte de energia, o preço nodal é igual nos dois
nós e tem o valor de $25.
Analisa-se de seguida o caso em que existe um limite de 100MW na capacidade de transmissão na
linha que liga os dois nós. A restrição influencia o despacho económico do sistema. Ao invés de
transitarem 200MW do nó A para o nó B, como no caso ótimo, apenas são transferidos 100MW, os
restantes 100MW necessários para satisfazer a procura no nó B terão de ser produzidos pelo gerador
localizado em B. Pela Figura 2.11 pode-se concluir que com esta limitação na capacidade de
transmissão, o custo marginal em B aumentou e o custo marginal em A diminuiu. Esta variação nos
preços marginais resultam num aumento global dos custos de produção de energia no sistema,
16
quando comparados aos custos na caso sem restrição. O custo de produção global é representado
pela área a sombreado que, por usa vez, está limitada pelas curvas agregadas da oferta dos dois
nós. Tratando-se de uma empresa vertical do sector que engloba a produção, transporte e
distribuição, este aumento nos custos é tido como o preço a pagar pela segurança do sistema e, é
distribuído pelos consumidores dos dois nós. Na Figura 2.12 pode-se observar a diminuição dos
custos de produção e o respetivo aumento do excedente dos consumidores que seria obtido através
do aumento da capacidade de transmissão.
Figura 2.10 – Sistema de dois nós com limitação na transmissão [16]
Figura 2.11 – Custos de produção devido a limitação da capacidade de transmissão [16]
17
Figura 2.12 – Efeito de um investimento em transmissão nos custos de produção [16]
A redução dos custos de produção por parte da empresa vertical não é só obtida através da
instalação de nova capacidade de transmissão, o investimento em geração no nó com o custo de
produção mais elevado pode servir de substituto ao investimento na ligação. Este valor de redução de
custos de produção obtido através da expansão da capacidade de transmissão indicado na Figura
2.12, torna-se um instrumento importante para a tomada de decisões sobre novos investimentos e
estratégias com vista a tornar o sistema mais eficiente.
Qualquer decisão de investimentos vai ter impactos distintos sobre as partes interessadas pois, como
já foi visto anteriormente, nova capacidade de geração ou transmissão têm impactos diferentes
conforme se trata de um consumidor ou produtor e do nó onde este se localiza.
Salienta-se que nesta secção apenas se estudam os métodos de gestão do congestionamento e os
seus impactos. Observando o exemplo para uma indústria tradicional verifica-se que sendo os
produtores remunerados pelos seus custos de produção, apenas os seus custos variáveis seriam
recuperados. Os custos fixos dos produtores são obtidos através do estabelecimento de contratos.
2.7.2. Custos de Congestionamento numa Estrutura Elétrica Restruturada
Analisa-se agora o caso de um mercado de eletricidade reestruturado, onde a concorrência é
introduzida ao nível da produção e a transmissão fica ao encargo de uma empresa monopolista. No
mercado liberalizado as curvas nodais agregadas da oferta são construídas com base não nos custos
marginais de produção, mas sim nas ofertas de energia realizadas pelos produtores. Se o mercado
for competitivo, as curvas de energia oferecidas pelos produtores devem-se aproximar das curvas
que representam os seus custos de produção [16].
No modelo liberalizado, introduz-se o conceito de preços marginais locais e de preço de referência do
mercado. Como foi visto anteriormente, os preços marginais locais substituem os custos marginais de
produção, nas ofertas de energia feitas pelos produtores. O preço de mercado, ou preço de
referência, é o preço pelo qual vão ser vendidas todas as unidades de energia consumidas numa
18
determinada região, que pode conter vários nós. Este corresponde ao preço ao qual foi oferecida a
última unidade de energia aceite pelo mercado e vai ser aplicado a todas as unidades de energia
aceites primeiro e oferecidas a um preço inferior [16].
A Figura 2.13 mostra as curvas agregadas da oferta para o exemplo de dois nós estudado
anteriormente. Analisa-se agora o caso de um mercado restruturado sem restrições ao nível da
transmissão entre o nó A e o nó B.
Figura 2.13 – Preço de referência no sector desregulado [16]
A Figura 2.13 representa o despacho económico efetuado neste cenário. Tal como no caso de uma
empresa verticalmente integrada, os geradores localizados no nó A produzem 700MW de energia
elétrica, enquanto que os do nó B 300MW. Por forma a suprir a procura inelástica de 500MW em
cada nó, há um trânsito de energia de 200MW do nó A para o nó B. Não havendo nenhuma limitação
na capacidade de transmissão, o preço de mercado é igual em ambos os nós e é igual a $25. Este é
também o preço de mercado e, vai ser aplicado a todas as unidades de energia vendidas. Com base
neste valor é possível calcular as receitas pagas pelas cargas aos geradores nos dois nós:
(1) 700[MW] * 25[$ / MWh] 300[MW] * 25[$ / MWh] 25000[$ / h]+ =
O valor pago a cada um dos grupos de geradores, A e B, está representado na Figura 2.13 pela área
a sombreado. Pode-se observar que este valor é maior que o custo de produção e, o excedente dos
consumidores pode corresponder à área sombreada que está acima da curva da oferta. O facto de as
receitas do produtores neste modelo serem superiores aos seus custos funciona como um incentivo
ao investimento em geração de baixo custo, o que, a longo-prazo, se traduz numa redução de custos
de produção.
Em [16] é realçado o facto de utilizando um preço de referência, o custos para os consumidores
serem bastantes superiores comparativamente ao modelo baseado no custo de produção
característico de uma industria vertical. A razão apresentada para o uso de um preço de referência,
centra-se no facto de caso este não fosse estabelecido, os produtores não teriam a tendência de
oferecer energia aos seus custos marginais. Teoricamente, os dois modelos, com e sem um preço de
19
mercado, vão obter resultados idênticos, sendo que como foi visto anteriormente, o preço de
referência conduz a um sistema mais eficiente a longo-prazo [16].
Analisando o mesmo sistema mas, sujeito a um limite de capacidade de transmissão de 100MW, o
resultado é semelhante ao obtido no caso de um mercado não liberalizado. A procura de 500MW em
cada nó é satisfeita através de 600MW e 400MW no nós A e B respetivamente. A energia
transportada é de 100MW de A para B.
Figura 2.14 – Efeito da restrição na capacidade de transmissão [16]
A diminuição de produção no nó A provoca uma diminuição do preço marginal local para $23, o
oposto acontece no nó B que sofre um aumento de preço marginal local de $25 para $30 devido ao
aumento de produção. O relatório identifica três métodos distintos para lidar com os custos de
congestionamento que são utilizados no mercado liberalizado de energia Norte-americano, Uplift
Charges, System Redispaych Payments e Congestion Revenues. Cada um deles é apresentado e
analisado de seguida.
2.7.2.1. Uplift Charges
Este método é o que mais se aproxima do caso de uma indústria elétrica vertical, apesar dos preços
marginais locais diferirem, é estabelecido um preço comum aos dois nós do sistema. Na Figura 2.15
a área a sombreado representa as receitas dos geradores que correspondem aproximadamente a :
(2) [ ]600 * 25 300 * 25 100 * 27,5 25250 $ / h+ + =
20
Figura 2.15 – Custos de congestionamento segundo o método Uplit Costs [16]
O custo associado ao congestionamento, neste método, é definido como Uplift Charges e é igual a
$250/h. O preço de mercado cobrado às cargas independentemente da sua localização é obtido
através da equação:
(3) 25250[$ / h]
25.25[$ / MWh]1000[MW]
=
Segundo os autores, o estabelecimento de um preço de referência aplicado a todos os consumidores,
na existência de congestionamento, não incentiva o investimento em nova geração onde esta é mais
necessária. Assim sendo a competitividade do mercado a longo prazo pode não ser preservada.
2.7.2.2. Sytem Redispatch Costs
Na existência de congestionamento, ao contrário do método de Uplift Charges, o System Redispatch
Costs define dois preços de referência distintos. O preço de referência em cada localização é
equivalente ao preço marginal local. Comparando com o caso em que não existe congestionamento e
considerando preços locais distintos, existe uma diminuição de custos por parte dos consumidores no
nó A e, um aumento de custos no nó B. As alterações aos encargos dos consumidores em cada
região pode ser observada na Figura 2.16.
21
Figura 2.16 – Variação de custos devido ao redespacho [16]
O aumento dos custo globais dos consumidores do sistema com uma restrição comparativamente ao
sistema sem restrições na transmissão é calculado através da seguinte expressão:
(4) 600[MW] * 23[$ / MWh] 400[MW] * 30[$ / MWh]
700[MW] * 25[$ / MWh] 300[MW] * 25[$ / MWh] 800[$ / h]
+
− − =
Este aumento de $800/MWh nos custos dos consumidores é mais elevado do que o obtido através do
método Uplift charges. Acrescenta-se ainda que o aumento dos custos, devido ao congestionamento,
não são suportados por todos os consumidores, mas sim apenas pelos consumidores do nó B.
Este método de gestão do congestionamento foi concebido principalmente para ser aplicado em
tempo real, sendo a sua utilização possível noutros horizontes temporais [7].
2.7.2.3. Congestion Revenues:
Este método denominado Congestion Revenues, ou Market Splitting, à semelhança do anterior, gere
o congestionamento definindo preços de referência distintos para cada uma das regiões afectadas.
As linhas que atingem o limite de funcionamento são identificadas e o sistema é dividido em dois ou
mais subsistemas separados por troços congestionados [37]. Os preços de referência de cada
subsistema, são definidos com base nas curvas da oferta e procura locais e correspondem ao preço
marginal local [7], [37].
Segundo este método, as receitas pagas aos geradores são independentes do local onde a energia
é consumida. Desta forma existe uma discrepância entre o que é pago pelos consumidores e o que é
recebido pelos produtores. Como foi visto anteriormente, os preço de referência dos nós A e B são
$23\MWh e $30\MWh respetivamente. O valor recebido pelos geradores pode ser calculado da
maneira seguinte:
(5) 600[MW] * 23[$ / MWh] 400[MW] * 30[$ / MWh] 25800[$ / h]+ =
22
O custo pago pelos consumidores é superior ao recebido pelos produtores, uma vez que toda a
energia consumida em cada nó é cobrada ao preço marginal local respetivo.
(6) 500[MW] * 23[$ / MWh] 500[MW] * 30[$ / MWh] 26500[$ / h]+ =
A esta diferença entre o que é pago pelas cargas e o que é recebido pelos geradores chama-se
rendas de congestionamento. As rendas de congestionamento são distribuídas pelos detentores dos
direitos de transmissão da linha congestionada [16]. Na Europa as rendas de congestionamento são
normalmente atribuídas à TSO.
Este método conduz à utilização total da capacidade de transmissão. A existência de uma renda que,
se considera como a receita da TSO, pode levar a que esta, durante o exercício das suas funções,
decida preservar a congestionamento por forma a aumentar as suas receitas. Desta forma, é
necessária uma maior ação reguladora e, em geral, as rendas de congestionamento são direcionadas
para investimentos de reforço da rede ou diminuição de tarifas. Este método produz sinais de
mercado eficientes, o que o torna na melhor solução para resolver o congestionamento a nível
estrutural [7].
2.8. Investimento Regulado e Privado em Transmissão
Num sector elétrico tradicional verticalmente integrado a transmissão elétrica era considerada um
monopólio natural que necessitava de regulação [38]. A reestruturação da indústria elétrica introduziu
a competição na produção elétrica, onde empresas privadas procuram maximizar os seus lucros
através da venda de energia elétrica. Num mercado liberalizado a transmissão elétrica continua a ser
um sector regulado. Apesar da transmissão elétrica continuar a ser regulada, têm que se distinguir
dois tipos de investimentos em transmissão, privados e regulados. Os projetos de transmissão
regulados podem ser propostos pelo regulador ou pela empresa regulada do sector de transmissão.
Nestes casos, os custos são suportados por todos ou, por uma parte dos participantes do mercado
[33]. Os investimentos privados em transmissão são propostos por empresas privadas e todos os
custos são suportados pelas mesmas, sendo remuneradas através do mercado. A remuneração dos
projetos privados é obtida através de rendas de congestionamento, enquanto que os projetos
regulados através de uma taxa fixa pelo regulador. [17].
Os economistas reconhecem problemas no modelo de transmissão regulada mas, têm pontos de
vista distintos sobre a eficiência do modelo de transmissão privada [38]. Em [39], [40], [41] são
apresentadas as condições, sobre as quais o modelo de investimento privado resulta numa expansão
eficiente da rede. O desenvolvimento da tecnologia na área da transmissão é um dos fatores que em
[42], [43], [44] faz com que a vantagem caía sobre o modelo regulado. Nesses trabalhos defende-se
que apenas e só os investimentos em grande escala sejam regulados. P. Joskow e J. Tirole, em [17]
defendem que os benefícios teóricos associados ao modelo de investimento privado se desvanecem
quando se aplicam à realidade. Segundo os autores, isso acontece porque o modelo privado não tem
em consideração as imperfeições do mercado de transmissão elétrica. Concluem ainda que os
investimentos privados não podem ser visto como substitutos dos investimentos regulados, apenas
23
como complemento mas, em pequena escala. Hogan em [33] afirma que os investimentos privados
apenas são viáveis em pequena escala e, como tal, uma expansão eficiente necessita de
investimentos regulados em transmissão. Em [1] são propostas diferentes soluções, dependendo das
circunstâncias. Na Europa o modelo privado deveria ser restrito a investimentos de expansão,
interconectores, enquanto que nos Estados Unidos, estes também se poderiam aplicar a
investimentos de melhoramento da rede. Joskow reconhece que ambos os modelos são imperfeitos,
e apresenta as falhas associadas a cada um dos modelos em [45]. Stephen Littlechild compara os
modelos, recorrendo a casos reais, na Austrália e Argentina. A identificação das falhas aos dois
modelos, assim como o estudos do caso Australiano, são efetuados mais a frente neste trabalho.
A viabilidade de um projeto de transmissão privado não pode ser analisada da mesma maneira que
um projeto de transmissão regulado. No caso de nova capacidade de transmissão regulada, onde os
custo são distribuídos por todos os participantes, o projeto é viável caso os custos totais sejam
inferiores ao benefício social criado com a nova capacidade. Por outro lado, o custo total ser inferior
ao incremento do excedente social associado ao novo projeto em transmissão, pode não ser
suficiente para tornar um investimento privado viável economicamente. Como é a empresa privada
que tem de suportar todos os custos do investimento, este só é viável caso as receitas que irão ser
recolhidas pela empresa sejam superior aos custos, ou seja, as receitas de congestionamento futuras
sejam maiores que os custos totais do projeto [33].
Os investimentos em transmissão são caracterizado por descontinuidades. Um novo projeto para
aumento da capacidade de transporte, não provoca um aumento linear da mesma, mas sim um
aumento em escalão. Segundo a literatura, este, à semelhança da não existência de economias de
escala, é o problema mais comum quando se pretende implementar um projeto privado nesta área.
Este fator é mais relevante no caso de um investimento privado, uma vez que o investidor suporta
todos os custos do projeto e vê as receitas de congestionamento drasticamente reduzidas após a
implementação do mesmo. William W. Hogan baseia-se na descontinuidade dos investimentos em
transmissão para afirmar que a expansão eficiente da rede pode necessitar de investimentos e
métodos de distribuição de custos regulados, uma vez que os preços nodais produzidos por um novo
projeto de transmissão impedem a recuperação dos custos através das receitas de congestionamento
[33].
Stephen Littlechild em [38] agrupa as potenciais imperfeições dos modelos de transmissão regulada e
privada, identificados por Joskow em [45] e que são um obstáculo a obtenção de um sistema elétrico
eficiente. As cinco potenciais imperfeições associadas ao modelo de transmissão privada e, as sete
relativas ao modelo de transmissão regulada, são apresentadas de seguida.
Os problemas que emergem num projeto privado em transmissão elétrica são os seguintes:
1. Descontinuidade. Os investimentos em transmissão elétrica são caracterizados por serem
descontínuos, ou seja, por escalões. Este facto leva a que os investimentos privados sejam
maioritariamente de baixa capacidade. Investimentos em grande capacidade de transmissão
provocam uma redução drástica da diferença de preços entre dois nós do sistema, o que
24
reduz as receitas de congestionamento e a capacidade de uma empresa privada recuperar os
custos [38], [46].
2. Poder de mercado na expansão de transmissão que se reflecte em pouca capacidade,
atrasos nos investimentos e preço elevados.
3. Informação incompleta que resulta em decisões erradas sobre quando, onde e como construir
capacidade de transmissão.
4. Custos de transacção, que conduzem a uma incapacidade de lidar com problemas de
coordenação e preferências das partes interessadas, negociação entre os participantes do
mercado, investimentos em melhoramento da rede, interação entre projetos e entidades
interdependentes e, separação de posse e controlo do bem.
5. Outros factores como a falta de mercados futuros e compromisso, falta de credibilidade a
curto-prazo , incerteza ao nível da regulação e oportunismos.
As sete falhas do modelo regulado são as seguintes:
1. Informação imperfeita, sobre a empresa regulada e os consumidores, que pode conduzir a
decisões erradas sobre como, onde e quando investir em nova capacidade de transmissão.
2. Custos burocráticos e decisões que consomem demasiado tempo.
3. Problemas com diferentes jurisdições regulatórias.
4. Conservadorismo ao nível das tecnologias usadas e, falta de incentivo à redução dos custos
de construção.
5. Grupos de interesses.
6. Influências políticas.
7. Possibilidade de falta de meios para que a regulação execute o seu trabalho, o que pode
conduzir a um excesso de confiança concedido à empresa regulada.
Stephen Littlechild, ainda em [38], apresenta e analisa o caso Australiano, como forma de
comparação entre o modelo regulado e o modelo privado no sector de transmissão. Com base em
[38], o exemplo dos interconectores privados e regulados australianos são apresentados de seguida.
Na Autrália a liberalização do sector começou em meados da década de noventa e em 1996 a
National Market Management Company, NEMMCO, foi designada como o operador da rede elétrica
nacional Australiana (NEM).
Durante os anos seguintes várias linhas reguladas e comercias foram propostas. Em 1997 foi
proposta uma linha regulada subterrânea em corrente continua com 550km de comprimento,
designada por QNI, que ligaria os estados de New South Wales e Queensland. O QNI entrou em
funcionamento em Fevereiro de 2001. Outra linha regulada foi proposta, em conjunto pelos estados
de New South Wales e South Australia, com o objetivo de interligar os dois estados. O projeto para a
construção dessa linha denominada SANI foi chumbada pelo operador da rede australiana em 1998.
Ainda em 1998 foi apresentado o projeto revisto para a linha regulada mas, desta vez só proposto
pelo estado de New South Wales, através da empresa estatal Transgrid. Este projeto tinha o nome de
SNI mas nunca chegou a entrar em funcionamento.
25
No que diz respeito a linhas de transmissão privadas, a empresa TransEnergie Australia em parceria
com a Country Energy proposeram uma linha com o nome de DirectLink que ligaria, à semelhança da
QNI, os estados de New South Wales e Queenslad. Este projeto consistia numa linha subterrânea de
alta tensão e corrente continua com o comprimento de 65km e capacidade de 180MW. A DirectLink
entrou em funcionamento em Julho de 2000. A TransEnergy Australia foi também responsável pelo
projeto de uma linha não regulada entre Victoria e South Australia, a MurrayLink. O trajeto desta linha
era praticamente equivalente ao da linha regulada SNI (Victoria e New South Wales são estados
próximos), mas ao contrário da SNI a MurrayLink entrou em funcionamento em Outubro de 2002.
Contudo os dois interconectores privados, MurrayLink e DirectLink, acabaram por se tornarem
regulados.
Stephen Littlechild tenta identificar as falhas dos modelos regulado e privados nos quatro
interconectores em estudo. O autor afirma que os dois interconectores privados sofreram apenas de
informação incorreta. Todas as outras possíveis falhas do modelo de transmissão privada, não foram
identificadas nestas duas linhas. Na realidade, os investimentos não foram caracterizados por pouca
e tardia capacidade, ao invés, surgiu o problema de a transmissão ter sido construída demasiado
cedo e em grande escala. O excesso de investimento em transmissão pode ser resultado de os
custos de um eventual blackout serem muito superiores aos de investir em demasia. Desta forma os
responsáveis por garantir a segurança e fiabilidade do sistema, neste caso os investidores privados,
são levados a errar investindo em excesso [1]. Por outro lado, todas as potenciais falhas do modelos
regulado foram identificadas nos interconectores regulados.
Stephen Littlechild concluí que acima de todas as falhas associadas aos modelos está a falta de
coordenação entre todas as partes interessadas. Quem propõe ou aprova os novos investimentos em
transmissão, têm que ter a certeza os produtores e consumidores vão utilizar eficientemente a nova
capacidade da rede, por forma a garantir retorno financeiro. Isto aplica-se não só com a decisão de
avançar ou não com uma nova linha, mas também com as decisões que têm de ser tomadas sobre
onde, como e quando vai ser construída a nova capacidade de transmissão. Da mesma forma, os
produtores que decidem investir em novas centrais de geração ou, aumentar a capacidade das já
existentes, têm que ter a certeza que vai existir capacidade de transmissão necessária para
assegurar a viabilidade do projeto. Como já foi visto anteriormente, a ausência desta coordenação
provoca a expansão ineficiente do sistema e conduz a decisões tomadas erradamente, o que leva a
que estes investimentos em transmissão não sejam sustentáveis. Os custos inerentes a essas
decisões, vão ser suportados primeiramente por quem paga os custos iniciais e, a longo prazo pelos
consumidores em geral [38].
O modelo privado é aplicado com sucesso em diversas indústrias, como por exemplo, na indústria
das companhias aéreas, fundição de alumínio, extração de ouro e produção de petróleo. Se na área
da rede de transporte de energia o mercado fosse perfeito, o modelo de investimentos privados
conduziria ao ponto onde o preço marginal da capacidade de transmissão seria igual à diferença de
preços nodais [47]. No entanto, Joskow afirma que as economias de escala, a descontinuidade nos
investimentos e a dificuldade de construir novas linhas tornam o mercado da transmissão elétrica
26
imperfeito. Dificilmente se poderá considerar o modelo de investimentos privados para uma rede de
transmissão elétrica, a quantidade de investimentos privados no sector até 2005, confirmam essa
conclusão. Ao contrário de uma empresa privada, uma empresa regulada do sector de transmissão
elétrica, tem a capacidade de lidar diretamente com os investimentos discretos, com o poder de
mercado e interação e pressões de empresas privadas [17]. Hogan refere que devido às
descontinuidades, os investimentos privados em transmissão em grande escala nunca serão
economicamente viáveis contudo, dentro do enquadramento regulatório apropriado poderão existir
investimentos privados em investimentos de pequena dimensão [33].
A Comissão Europeia reconhece que em algumas situações os investimentos privados podem ser
encarados como possíveis soluções para novos projetos em transmissão. No entanto, através do
artigo estratégico “ Medium term vision for the internal electricity market”, publicado em 2004, não
considera tal modelo adequado aos interconectores Europeus.
2.9. Financiamento e Distribuição de Custos de um Investimento em
Transmissão Elétrica
Esta secção estuda o financiamento e recuperação de custos de investimentos no sector da
transmissão elétrica. Em primeiro lugar identificam-se as necessidades atuais de investimentos na
rede de transporte europeia. De seguida analisam-se os efeitos produzidos, a longo prazo, pelos
métodos de pricing atuais e apresenta-se um modelo de alocação de custos proposto por Wiliam W.
Hogan em [33] . Por último, e com base no artigo de Arthur Henriot intitulado “Financing Investment in
the European electricity transmission network: Consequences on long term sustainability of the TSOs
financial structure”, são apresentados e analisados três métodos distintos de obtenção de capital por
parte das TSO’s Europeias.
Num sector elétrico liberalizado o bom funcionamento do mercado assim como a segurança e
fiabilidade da oferta, estão dependentes da capacidade de transmissão do sistema. Os blackouts
registados quer nos Estados Unidos quer na Europa são a prova da necessidade de investimentos no
sector [1]. A rede de transporte é também responsável pela integração da geração renovável a qual,
segundo a ENTSO-E, será responsável por 80% dos bottlenecks que ocorrerão na rede Europeia até
ao final da próxima década. Um plano a dez anos elaborado pela ENTSO-E em 2012, revela a
importância de serem investidos cerca de 104 biliões de euros, só em projetos pan-Europeus ao nível
da transmissão elétrica [11].
Em adição à urgente necessidade de investimentos em nova capacidade de transmissão surge o
facto de que os atuais métodos de princing de energia, baseados nos preços marginais de produção,
não recuperarem a totalidade custos. Teoricamente, a longo prazo e, assumindo a expansão eficiente
da rede, os preços locais marginais refletem os custos marginais da expansão da rede. No entanto, e
para além das características intrínsecas aos investimentos em transmissão, economias de escala e
as descontinuidades, existem outros fatores que não permitem a recuperação total dos custos através
27
dos preços marginais de produção nodais. Na realidade e, com recurso à simulação, é possível
estimar que a longo prazo apenas 20% a 30% dos custos são recuperados [1]. Figura 2.17, pode ver-
se a decomposição dos custos da rede.
Figura 2.17 – Custos da rede [1]
Analisando a Figura 2.17, conclui-se que através dos preços marginais locais existem serviços tais
como a fiabilidade do sistema que não são cobrados aos utilizadores da rede. Acrescentam-se ainda
os custos de perdas inerentes ao transporte de energia entre duas regiões. Estima-se que o fator de
perdas quando se transporta energia de um gerador para uma carga distante seja entre 20% a 30%
do custo média de potência transferida. Como foi visto anteriormente, a curto prazo e, segundo a
literatura, o métodos dos preços marginais nodais é eficiente, conduz à solução de menor custo de
produção e, envia sinais aos produtores sobre onde devem investir em nova geração. No entanto, a
longo prazo, este método não recupera a totalidade dos custos da rede e, têm que existir outras
estruturas de preços e de distribuição de custos que os suportem [1]. As estruturas de preços e tarifas
não são abordadas neste trabalho, apresentam-se apenas um modelo para a distribuição de custos e
três estratégias de obtenção de capital.
2.9.1. Distribuição de Custos e Benefícios
Esta subseção baseia-se em [33] e apresenta o modelo de distribuição de custos proposto por
William W. Hogan.
Um investimento em transmissão, independentemente de ser realizado por uma empresa privada ou
por uma empresa regulada, tem que ser viável. Como foi visto, o método de pricing atual não
recupera a parcela dos custos fixos. Caso seja uma empresa privada a efetuar o investimentos é a
própria que têm de suportar a totalidade dos custos, no caso de ser uma empresa regulada os custos
são suportados por todas as partes interessadas. A regulação é responsável pela justa e eficaz
distribuição dos encaros inerentes a um projeto de transmissão regulado.
28
A distribuição dos custos de um investimento em transmissão elétrica é um processo complexo
devido à grande quantidade de partes interessadas. Uma distribuição ineficiente dos custos pode
inibir os produtores e consumidores de investirem em geração onde esta é mais necessária,
impedindo a expansão eficiente do sistema [33]. Nos mercados liberalizados de energia, onde a
geração é feita por empresas privadas, frequentemente são os consumidores que se suportam a
totalidade dos custos dos novos projetos em transmissão [34]. Um método de distribuição de custos
consiste na socialização dos mesmos, ou seja, estes são distribuídos igualmente por todos os
participantes no mercado de energia elétrica. Por forma a incentivar a expansão eficiente da rede,
quer em transmissão como em geração, a alocação dos custos se deve afastar da socialização.
Outra alternativa baseia-se num método de power flow para estimar os consumos previstos após a
implementação de um projeto em transmissão. Os custos são distribuídos às cargas, na proporção do
seu consumo estimado. O método do power flow não permite estimar corretamente os benefícios
associados a um investimento em transmissão e portanto, a distribuição de custos através desse
método não é justa [33]. Segundo Hogan, a atribuição dos custos de um investimento, deve ser feita
proporcionalmente aos benefícios recolhidos por cada participante e, o mesmo autor identifica um
modelo que analisa a repartição dos mesmos. O modelo em causa e o exemplo demonstrativo
utilizados por Hogan, são apresentados de seguida, com base em [33].
Para se analisar os benefícios de um investimento em nova capacidade de transmissão, considera-se
o exemplo de um sistema simples de dois nós ligados por um linha de transmissão. Apesar de a rede
elétrica ser caracterizada por forte interação envolvendo todo o sistema e incerteza em múltiplos
períodos e em múltiplas regiões, utiliza-se um modelo simplificado para a estudar neste contexto.
No sistema considerado, um dos nós produz energia a baixo preço enquanto que o preço da energia
no outro nó é mais elevado. Assumindo uma capacidade de transmissão infinita e ignorando as
perdas, o preço de equilíbrio será igual nos dois nós devido à possibilidade de trânsito de energia
ilimitado entre os mesmos. O ponto de equilíbrio pode ser identificado na Figura 2.18, pela
intercepção entre curva da procura e a curva da oferta.
29
Figura 2.18 – Importação e exportação num sistema de dois nó [33]
Com uma capacidade de transmissão limitada, inferior à quantidade de energia transitada no caso
sem restrições, ocorre congestionamento e, consequentemente, uma diferença de preços nodais,
ocorre o Market Splitting. A Figura 2.19 retrata este cenário e, mostra os impactos de um investimento
em nova capacidade de transmissão em cada um dos grupos participantes.
Figura 2.19 – Benefícios da Expansão da Transmissão
30
A linha vertical preta corresponde à capacidade de transmissão atual, e limitada, e a linha vermelha à
capacidade obtida após um determinado investimento. A área A representa o excedente do nó
importador e a área E o do nó exportador associado à transferência de energia entre os dois nós. A
soma das áreas B, C e D correspondem às rendas de congestionamento. A nova capacidade de
transmissão cria benefícios incrementais iguais ao conjunto das áreas F, G e H. Sendo que, o
excedente do nó exportador corresponde a A + B + F e o excedente do nó exportador E + D + H.
Parte do aumento registado no excedente do nó importador é causado pela transferência da parcela
B, que pertencia aos detentores dos direitos de transmissão, para os participantes localizados nesse
nó. Esta transferência não altera os benefícios líquidos do sistema global, mas aumenta as receitas
líquidas do nó importador. Semelhante raciocínio pode ser feito com a transferência da parcela D
para os participantes do nó exportador.
A informação sobre a repartição dos benefícios de um possível investimento em transmissão, é um
instrumento importante na tomada de decisão sobre se o mesmo investimento deve ou não ser
aprovado e sobre como deve ser feita a distribuição dos custos do projeto. O valor do proveito global
do sistema adquirido após a instalação de nova capacidade de transmissão, F + G + H, é comparado
com os custos totais do projeto. O regulador aprova o investimento caso os lucros sejam maiores que
os custos totais. Este é considerado o teste de eficiência de um investimento em transmissão e pode
ser denominada de regra de ouro da regulação [33]. No caso de G ser maior que os custos totais, ou
seja, o incremento das rendas de congestionamento excederem os custos, o projeto é viável para
uma empresa privada.
Um investimento considerado eficiente, caracterizado por um aumento de excedente social superior
aos custos totais do projeto, provoca uma redução da diferença entre preços nodais. Considerando o
agregado de produtores e consumidores em cada um do nós, estes vão absorver respetivamente as
parcelas H e F do lucro global. No entanto, o aumento de capacidade poder exceder em larga escala
a capacidade dos produtores e consumidores individuais. Neste caso estes participantes do mercado,
apenas são capazes de absorver um pequena fração das áreas F e H. Caso estas percentagens de F
e H em conjunto com a área G não cubra os custos totais, o projeto pode não ser viável. Podem ser
necessários investimentos em capacidade de produção e um aumento da procura, para que os
produtores e consumidores, respectivamente possam absorver a totalidade dos benefícios criado com
a nova capacidade de transmissão.
No nó importador os lucros líquidos de um investimento são equivalentes a B + F. O projeto é
benéfico para os importadores caso a parcela dos custos que lhes for atribuída seja inferior a B + F.
Um raciocínio análogo pode ser feito para os participantes do nó exportador, cujo benefício
incremental é representado por H + D, valor que estabelece o limite superior para os custos
atribuídos. A partir deste limite, o investimento não é proveitoso para os mesmos.
O modelo para distribuição de custos proposto em [33] consiste em considerar como receitas do nó
importador os direitos de transmissão incrementais, área G. Desta forma , os custos atribuídos ao nó
31
importador são calculados através da equação 7 e os custos atribuídos ao nó exportador são obtidos
com recurso à equação 8.
(7) I
F Gs
F G H
+=
+ +
(8) E
Hs
F G H=
+ +
Segundo este modelo, dentro de cada região a distribuição de custos não é igual. Nó nó importador
os custos são encargo dos consumidores, enquanto que no nó exportador, os custos são pagos pelos
geradores. Os geradores do nó importador e os consumidores do nó exportador sofrem uma
diminuição de receitas com o novo investimentos, por forma a garantir a competitividade do mercado,
não é atribuída nenhuma parte dos custos aos participantes que não beneficiam diretamente do novo
projeto.
2.9.2. Estratégias de Obtenção de Capital
Esta subsecção apresenta e analisa três métodos de obtenção de capital propostos em [11].
Esta secção analisa o tema do financiamento das TSO’s europeias e baseia-se no artigo de Arthur
Henriot intitulado “Financing Investment in the European electricity transmission network:
Consequences on long term sustainability of the TSOs financial structure”.
O investimento regulado em transmissão elétrica e a distribuição de custos são o centro da estrutura
de um mercado elétrico reestruturado [33]. No entanto, tendo em consideração os montantes que,
segundo a ENTSO-E, precisam de ser investidos nos próximos dez anos, as TSO’s europeias têm
que ser capazes de financiar os seus projetos. Os projetos em nova capacidade de transmissão
elétrica são caracterizados por um grande investimento inicial. O retorno é recebido ao longo da
duração de vida do bem em causa que, neste segmento do sector, é aproximadamente de 40 anos.
Independentemente do método de alocação de custos, a recuperação dos mesmo é feita
posteriormente à execução do projeto. Torna-se portanto imprescindível que as TSO’s europeias
sejam capazes de obter capital para realizar o investimento inicial [11]. Tal facto torna-se mais
relevante tendo em consideração os dados apresentados pela ENTSO-E sobre a necessidade de
investimentos futuros na rede de transporte europeia. Este aumento deve-se principalmente à
liberalização dos mercados de energia elétrica. Arthur Henriot em [11] defende que, com base na
tendência de evolução das actuais tarifas de eletricidade, apenas será possível financiar metade dos
investimentos previstos. Tomando este facto como ponto de partida, o autor avalia a habilidade das
TSO’s Europeias em financiar os gastos de capital previstos até 2030 e propõe novas estratégias de
financiamento que permitam suportar os investimentos e a necessidade de capital inerente aos
mesmos. Os pontos essenciais do seu trabalho e os resultados obtidos são aqui apresentados.
32
Para realizar o estudo Arthur Henriot, considerou a existência de uma TSO europeia virtual única. As
diferentes TSOs que pertencem à ENTSO-E são assim agregadas numa só que é responsável pela
totalidade dos investimentos. A TSO única está representada na Figura 2.20.
Figura 2.20 - Agregação das Diferentes TSO's numa TSO única [11]
A metodologia para analisar a financiabilidade da TSO é a mesma utilizada pela agência Moody’s
para avaliar empresas reguladas nos sectores de redes de eletricidade e gás. Esta metodologia
baseia-se em dois índices financeiros, o Interest-Cover Ratio e o Gearing Level. O primeiro
representa a capacidade de uma empresa em pagar as suas dívidas e, corresponde à divisão do
EBIT, lucros antes de juros e impostos de renda, pelos juros. O Gearing level é calculado dividindo o
volume da dívida pelo valor da base de ativos regulados e representa a razão entre o valor do
empréstimo e o valor do bem. Com base nestes dois indicadores são definidos dois escalões, o
higher standart e o lower standart. Os requisitos para cada um dos escalões são apresentados na
tabela seguinte.
Tabela 2.1 – Financial standards [11]
Para se atingir um dos escalões, a média a três anos de cada indicador tem que estar acima do limite
mínimo imposto. Em 2009 a REN estava inserida no Lower Standart. De relembrar que manter bons
índices financeiros é essencial para uma TSO se manter financiável, ou seja, capaz de obter capital
nos mercados financeiros.
33
Identificam-se três formas de se obter o capital necessário, através de empréstimos comerciais de
bancos ou outras instituições, fontes externas de capital ou obter financiamento internamente através
da retenção dos lucros.
Considerando estas três fontes de capital, apresentam-se três estratégias de financiamento que
permitem suprir o investement gap e, ao mesmo tempo manter os indicadores financeiros dentro dos
escalões pretendidos. Estas estratégias são denominadas de Business-as-usual, Issue aditional
equity e Shift to growth model.
Considerando a estratégia denominada Business-as-usal, o capital necessário é obtido através do
aumento da dívida e recorrendo à retenção de uma pequena parte dos lucros, que não são
distribuídos como dividendos.
Issue aditional equity é um método segundo o qual, a TSO obtém capital através investidores
externos com a venda de ações, mantendo uma taxa de retorno elevada.
A última das estratégias propostas é a Shift to growth mode, onde o retorno é mais baixo e a TSO
retém os lucros para financiar as suas necessidades de capital internamente. Os investidores são
recompensados mantendo as suas ações à medida que a empresa se valoriza, vendendo-as
posteriormente a um valor mais elevado.
No referido estudo é analisada a capacidade da TSO europeia virtual de cumprir o seu programa de
investimentos, recorrendo a cada uma das três diferentes metodologias de obtenção de capital.
Na modelação do programa de investimentos da TSO única, foram tidos em consideração dois tipos
de investimento em transmissão. Os projetos podem visar a expansão da rede ou, o reforço de linhas
já existentes. Relativamente ao segundo tipo de investimentos, a International Energy Agency estima
que na OCDE, até 2015, 8% das linhas existentes tenham que ser substituídas ou reparadas. Este
valor sobe para 21% quando se refere ao período entre 2016 e 2025. De 2026 até 2035 prevê-se que
a percentagem seja 15%. Os custos totais do investimentos em melhoramento das linhas existentes,
na União Europeia para o período 2015 até 2035 está avaliado em 2010 82 biliões de dólares.
Segundo a ENTSO-E, a quantidade de quilómetros que seriam substituídos ou reparados pode ser
diminuído devido a investimentos na expansão do sistema, o que resultaria em menos 8 300 km de
linhas remodeladas.
Estabelecem-se dois programas distintos de investimentos em expansão do sistema. Um dos
programas é baseado no TYNDP 2012 e envolve 53 300km de novas linhas o que perfaz um custo
total de 104 biliões de euros entre o período de 2012 a 2030. Assumindo que o desenvolvimento se
mantém constante até 2030, os custos totais de investimento atingem os 207 biliões de euros.
O segundo programa assenta no Energy Roadmap 2050, publicado pela comissão Europeia em
2011. Este programa envolve custos de 79 biliões de euros entre 2012 e 2020 e de 76 biliões de
euros para o període de 2021 até 2030. Na modelação dos dois diferentes programas de
34
investimento, considerou-se um investimento anual constante. Os custos anuais em investimentos na
área ENTSOE estam apresentados na Figura 2.21.
Figura 2.21 – Programas de Investimento [11]
2.9.2.1. Resultados
De seguida apresentam-se os resultados obtidos para cada uma das diferentes estratégias de
financiamento da TSO única Europeia.
Quando se considera o caso em que o programa de investimentos é financiado com base nas tarifas
anuais, limita-se o aumento das tarifas ao observado entre 2009 e 2011 dentro da ENTSO-E. Através
dos dados publicados pela ENTSO-E estimou-se um aumento máximo de 1.04%.
2.9.2.1.1. Resultados quando utilizado o modelo Business as usual
Aplicando a metodologia Business as usual à TSO Europeia única e mantendo a evolução atual das
tarifas, observa-se uma degradação dos seus indicadores financeiros independentemente do
programa de investimentos considerado.
Mantendo os indicadores financeiros dentro dos padrões definidos anteriormente, apenas será
possível executar 47% dos investimentos previstos pela TYNDP e 67% dos previstos no EC
Roadmap. Em nenhum dos casos se atingirá o padrão financeiro mais elevado. Partindo dos
resultados apresentados, apenas com o aumento das tarifas será possível executar os programas de
investimento previstos.
35
Tabela 2.2 – Resultados obtidos através da estratégia Business as Usual [11]
Utilizando a estratégia Business as usual, por forma a que o volume de divida não ultrapasses os
limites impostos pelos ratios financeiros, tem que se reter uma quantidade dos lucros que permita
suprir a necessidade de capital. Uma vez que este modelo de financiamento mantém o retorno
constante, é necessário um aumento das tarifas. O aumentos das tarifas estimado é de uma taxa
anual de CPI + 3.4% para o programa TYNDP e de CPI + 2.1% para o EC Roadmap. Com este
aumentos das tarifas, para o programa TYNDP o ROE é igual a 12% e para o EC Roadmap o ROE é
igual a 8.2%. Para ambos os programas estes valores de ROE são substancialmente maiores que os
obtidos sem haver aumentos das tarifas.
2.9.2.1.2. Resultados para estratégias alternativas: Issue additional equity
A injeção de capital externo característica da estratégia Issue additional equity, permite manter a
classificação lower standart. Comparando com a estratégia business as usual, consegue-se diminuir
os custos dos consumidores e, mantendo a tendência das tarifas, executar uma percentagem maior
dos programas de investimento. No entanto, mantendo o crescimento actual das tarifas e os ratios
financeiros dentro de padrões aceitáveis, não se consegue cumprir a totalidade dos programas. Os
resultados da injeção de capital, como método de financiamento dos investimentos previstos, estão
disponíveis na tabela seguinte.
Tabela 2.3 - Resultados obtidos através da estratégia Issue Additional Equity [11]
36
O preço de injetar capital externo é mais elevado que o preço da dívida. Como se pode verificar, o
ROE diminui quanto maior for a entrada de capital externo. É necessário encontrar um ponto ótimo no
balanço entre a injeção de capital e o valor do ROE. Na Figura 2.22 está representado o aumento
anual das tarifas em função da percentagem de capital externo e de dois valores de ROE fixos: 8% e
10%. Para um ROE de 8% o ponto ótimo corresponde a uma injeção de capital de 8% das
necessidades financeiras, o que resulta num aumento anual de tarifas de 2.90%. Para se obter um
ROE igual a 10%, o aumento anual mínimo das tarifas é de aproximadamente 3.20%, que
corresponde a uma injeção de capital externo de 4%.
Figura 2.22 – Aumento anual das tarifas necessário para atingir um determinado ROE mantendo os padrões financeiros, para diferentes valores de injeção de capital externo, em relação ao TYNDP [11]
2.9.2.1.3. Resultados para estratégias alternativas: Shift to growth model
Diminuindo o retorno e, consequentemente, aumentando a o volume de lucros retidos é possível
completar uma percentagem maior dos programas de investimento. Contudo, não se consegue
financiar a totalidade dos investimentos necessários sem que exista um aumento das tarifas. Os
resultados obtidos segundo esta metodologia e mantendo o crescimento atual das tarifas, estão
apresentados na Tabela 2.4.
37
Tabela 2.4 - Resultados obtidos através da estratégia Shift to Growth Model [11]
Como era espectável, quanto menor for o pay-out, menor será o ROE. Esta estratégia baseia-se na
hipótese de o pay-out dos investidores ser obtido maioritariamente através da manutenção de ações
por um período maior de tempo. As ações são vendidas após a valorização das mesmas.
Retendo uma maior parte dos lucros é possível financiar a totalidade do programa de investimentos,
ao mesmo tempo que se restringe o aumento das tarifas e, os respetivos custos dos consumidores. À
semelhança do que acontecia na metodologia anterior, é necessário encontrar o ponto ótimo de pay-
out, que corresponde ao aumento mínimo das tarifas para um determinado valor de ROE.
Figura 2.23 – Aumento anual das tarifas necessário para se atingir um determinado ROE mantendo os padrões financeiros, para diferentes valores de dividend pay-out ratio, em relação ao TYNDP [11]
Na Figura 2.23 está representado o aumento das tarifas em função da percentagem de retorno, para
dois valores fixos de ROE. Para se atingir um ROE de 8%, a percentagem de retorno que
corresponde ao valor mínimo do aumento das tarifas é de 65%. Com um ROE de 10%, o ponto ótimo
é atingido para um retorno de 55%.
38
2.10. O Mercado Europeu de Eletricidade
A primeira Directiva Europeia (Directiva96/92/CE) para o sector da energia, aprovada pela Comissão
Europeia em 1996, marcou o início real do processo de liberalização que reestruturou a indústria
Europeia de eletricidade [12], [14]. A concorrência foi introduzida na produção, garantindo aos
consumidores o direito de escolha de fornecedores. A nova capacidade de geração passa a ser
atribuída mediante autorização ou é adjudicada por concurso [14]. Definiram-se ainda as condições
de acesso de terceiros às redes, sendo resolvida a questão do reconhecimento dos custos pelos
direitos do uso das infra-estruturas de transporte. Existe uma separação de segmentos, e o segmento
da transmissão torna-se independente ao nível da gestão, da produção e comercialização.
Em 1998 surge uma segunda Directiva (2003/54/CE) que visa uma atualização das regras
estabelecidas pela diretiva anterior. A nova capacidade de transmissão é construída mediante
autorização ou, em casos de falta de garantia de abastecimento, através de concurso. Os segmentos
do transporte e distribuição sofrem uma separação a nível jurídico, organizacional e de tomada de
decisão. A aplicação de tarifas ao acesso à rede, visa a não descriminação dos clientes do serviço.
Nos casos de insuficiência de capacidade de transmissão o operador passa a ter a possibilidade de
negar o acesso à rede [14].
Como foi visto anteriormente, a abertura do mercado e o consequente incremento nas trocas de
energia, assim como o crescimento da produção descentralizada, especialmente do aproveitamento
da energia eólica, provoca um aumento de congestionamento na rede Europeia [7]. As autoridades
Europeias reconhecem que o uso eficiente das infraestruturas existentes, assim como a expansão da
rede de transmissão trans-europeia são indispensáveis ao bom funcionamento do Mercado Interno
Europeu de Eletricidade. Apesar de as redes nacionais europeias serem robustas, estas necessitam
de estar bem interconectadas. Só assim se consegue desenvolver uma rede suficientemente robusta
e flexível que seja a base do Mercado Interno Europeu. A fraca interconexão das redes Europeias é
um problema reconhecido desde o início da liberalização. Este aspeto tem especial destaque na
Directiva (2003/54/EC) de Julho de 2004. Em 2003, a Trans-European Energy Networks, com base
na frequência e gravidade do congestionamento e da capacida de transmissão inter-países, elaborou
uma lista dos principais bottlenecks Europeus. Com base nos dados presentes nessa publicação,
conclui-se que países com pouco capacidade de interligação não são necessariamente os países que
sofrem maior congestionamento e que os países com maior capacidade de interligação não são,
necessariamente, os que apresentam valores de congestionamento mais baixos [12].
Mais recentemente, a Comissão Europeia, através de um inquérito nos sectores Europeus do gás e
eletricidade, afirma que a maior parte do congestionamento regista-se nas fronteiras entre países. A
maioria das fronteiras apresentam grau de congestionamento significativo. O mesmo estudo permitiu
idenfiticar níveis elevados de congestionamento em algumas redes nacionais [47].
39
2.10.1. O MIBEL
No final dos anos 90, a geografia Europeia, aliada à grande variedade de soluções e aos distintos
graus de liberalização já existentes dentro dos estados membros, faziam prever que a implementação
do Mercado Único de Energia Europeu não fosse simples. Partindo deste princípio, a Comissão
Europeia decidiu desenvolver o Mercado Interno Europeu com base nos mercados regionais já
existentes e em desenvolvimento. Foi neste sentido que o Governo Português propôs ao governo
espanhol, em 2000, a criação de um novo mercado regional de eletricidade, o MIBEL [14].
O Mercado Ibérico de Eletricidade permite a qualquer consumidor adquirir energia, num regime de
concorrência, a qualquer produtor ou comercializador Português ou Espanhol. Os principais objetivo
deste mercado são enumerados de seguida [14]:
1. Beneficiar os consumidores de eletricidade dos dois países;
2. Estruturar o funcionamento do mercado liberalizado;
3. Construir um preço de referência único para Portugal e Espanha;
4. Possibilitar o livre acesso ao mercado, em condições de igualdade, transparência e
objetividade;
5. Favorecer a eficiência económica das empresas do sector elétrico;
6. Promover a livre concorrência entre as mesmas;
O MIBEL entrou em funcionamento em Julho de 2006. O operador deste mercado, denominado OMI,
tem dois pólos: um em Espanha e um em Portugal. O primeiro é responsável pelo mercado diário e o
segundo é dirigido para o mercado a prazo [14]. O esquema organizativo do Operador de Mercado
Ibérico está apresentado na Figura 2.24
Figura 2.24 – Esquema representativo do operador do mercado Ibérico [14]
40
41
Capítulo 3 - Análise da Distribuição de Benefícios de um
Investimento em Transmissão na Interligação Ibérica
Num mercado liberalizado a análise dos impactos económicos associados a um novo projeto em
transmissão é um instrumento essencial no planeamento da expansão de uma rede transporte. O
objetivo deste capítulo é aplicar um dos modelos de análise de impactos económicos apresentados
por H. Chao e R. Wilson no artigo preliminar e não publicado denominado “Economic Analyses of
Distributional Impacts of Transmission Investments” [48] à interligação elétrica entre Portugal e
Espanha. O foco principal do estudo é a distribuição de benefícios e custos sobre todas e, cada um
das partes afectadas por um possível investimento em transmissão.
3.1. Modelo de Análise do Impacto Económico de Investimentos em
Transmissão
Em [48] são apresentados vários modelos que, permitem estudar o impacto económico de um
investimento em capacidade de transmissão sobre todas as partes interessadas. Para diferentes
objectivos, os modelos calculam o ponto ótimo de funcionamento do sistema elétrico. As variáveis de
otimização são os preços nodais e a capacidade de transmissão a instalar. A apresentação do
modelos e dos seus fundamentos, baseia-se no artigo referido em cima.
Os autores do trabalho, propõem vários modelos para análise de impactos de um investimento em
transmissão. Esses modelos podem ser classificados em dois grupos, que se distinguem pela
natureza dos investimentos em transmissão. De um lado tem-se os modelos que consideram que os
investimentos são realizados por empresas privadas e, por outro lado, os que consideram
investimentos regulados. O modelo escolhido para analisar a interligação Ibérica é denominado por
Efficient Transmission Planning e insere-se no segundo grupo, considera apenas investimentos
regulados.
O modelo Efficient Transmission Planning foi projetado para maximizar o bem estar social. O ponto
ótimo, obtido pelo modelo, corresponde ao excedente social bruto máximo. O excedente social é
bruto, uma vez que não se considera qualquer tipo de distribuição dos custos de investimento.
3.1.1. Fundamentos do Modelo
Os fundamentos sobre os quais assentam os modelos apresentados no artigo, inclusive o Efficient
Transmission Planning que vai ser utilizado, são apresentados de seguida.
3.1.1.1. Ambiente Estacionário
Considera-se um ambiente estacionário. São desprezadas variaçãos temporais da procura que, se
assume constante para um determinado instante. Os aspetos relativos à segurança do sistemas não
são tidos em consideração, podendo apenas estar implícitos nos custos do projeto.
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3.1.1.2. Mercado de Energia Competitivo
O mercado é considerado competitivo. As curvas da oferta e da procura são conhecidas e, apesar
dos os produtores serem livres de escolher o preço a que oferecem a sua energia, assume-se que as
curvas da oferta correspondem ao custo marginal de produção dos geradores. Os preços nodais,
obtidos pelos diferentes modelos, podem afastar-se dos custos marginais de produção devido a
rendas de transmissão ou aos custos de congestionamento, para o caso de este existir.
3.1.1.3. Possibilidades de Investimento
Os modelos assumem apenas a possibilidade de investir em nova capacidade transmissão. Como já
foi referido, os investimentos em transmissão podem ser substituídos ou complementados por
investimentos em nova capacidade de geração porém, neste modelos, os investimentos em geração
são excluídos.
3.1.1.4. Complementaridade e Substituição
Os modelos reconhecem o facto de nova capacidade em transmissão poder ser vista como
complemento ou substituto à capacidade de geração. A transmissão complementa a geração no nó
exportador, uma vez que permite aumentar a quantidade de energia vendida através da exportação.
Por outro lado, é vista como um substituto à geração num nó importador, permite a compra de
energia a produtores externos. Devido a esta característica ambígua dos investimentos em
transmissão, para um determinado investimento, os modelos permitem a análise dos impactos
sentidos em cada nó e em todos os participantes afectados. Como foi visto anteriormente, os
impactos são distintos para cada nó e para produtores e consumidores.
3.1.1.5. Métodos de Recuperação de Custos do Investimento
O modelo Efficient Transmission Planning não considera qualquer tipo de distribuição de custos.
3.1.1.6. Medição da Distribuição dos Custos e Benefícios
As curvas agregadas da procura e da oferta para um determinado nó são conhecidas. As ofertas
efetuadas por parte dos produtores consideram-se iguais aos seus custos marginais de produção.
As receitas de uma empresa de transmissão advêm de rendas de transmissão, nomeadamente, as
rendas de congestionamento.
Em cada nó, o benefício dos produtores é medido através do excedente dos produtores. O benefício
dos consumidores é medido através do excedente dos consumidores. Em ambos os casos, o
excedente representa o benefício bruto. Só depois de atribuídos os custos da nova capacidade,
podem ser obtidos os benefícios líquidos.
O uso dos conceitos de excedente dos consumidores e excedente dos produtores, como medidores
da viabilidade de um projeto em transmissão, implica a aplicação do princípio da compensação. O
princípio da compensação, frequentemente utilizado em economia, afirma que se ao longo do tempo,
todos os projetos maximizarem o excedente social, mesmo os participantes que ficam prejudicados
num projeto em particular poderão ser beneficiados a longo prazo mediante a implementação de
43
outros projetos [48]. Como segundo os autores, não existe a garantia que essa compensação ocorra,
um dos modelos contempla o modelo de Shapley para a distribuição dos custos de um projeto.
3.1.2. Formulação do Modelo
Assume-se um sistema simples de dois nós ligados por uma linha. Não se consideram as perdas em
transmissão e, desta forma, pode-se desprezar a externalidades relativas ao trânsito de energia [49].
O bem estar social é composto pelo o excedente dos consumidores, o excedente dos produtores e as
rendas de congestionamento [33]. Analisam-se de seguida as três parcelas que integram o excedente
económico social. O excedente dos consumidores representa o valor acrescentado líquido da compra
de energia e é calculado através de (9), onde (p )l dlD representa a curva da procura do nó l em
função do preço de compra pdl .
(9) p
(p )dl
l dlD dp¥
ò
O excedente dos produtores representa a diferença entre as receitas e os custos associados à venda
e produção de energia respetivamente. Este conceito é formulado em (10). A função ( )l slS p
corresponde à curva da procura característica do nó l, definida pela quantidade de energia lS em
função do preço de venda de energia slp .
(10) 0
( )slp
l slS pò
Estes dois conceitos equivalem aos benefícios brutos deste dois grupos de participantes, uma vez
que não está considerada qualquer alocação dos custos de investimentos, relativos a nova
capacidade de transmissão. Partindo deste princípio o excedente agregado dos consumidores e
produtores é calculado através da equação (11).
(11) p 0
[ ( ) (p)dp]sl
dl
p
l ll
D p dp S¥
+ò òå
As rendas de congestionamento constituem a receita da TSO. A rendas de congestionamento são
definidas pelo produto da diferença de preços nodais, pela quantidade de energia transitada. Este
valor é representado pela equação (12):
(12) [p (p ) ( )]dl l dl sl l sll N
D p S pÎ
-å
Os custos de investimento dividem-se em custos fixos e custos variáveis. A função dos custos de
investimentos é representada pela equação (13).
(13) ( ) *K t CF CV t= +
A função a maximizar é constituída pelas três parcelas, benefício líquido dos consumidores e
produtores, rendas de transmissão e custos de investimento. As duas primeiras parcelas são
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positivas e, a que se refere aos custos de investimento é negativa. O problema de otimização é
definido da seguinte forma::
(14)
0, ,
[ ( ) ( ) ] [p D (p ) ( )] (t)
Sujeito a :
[ (p ) ( )] 0
(p ) ( ) t para cada nó l.
sl
dldl sl
p
l l dl l dl sl l slp
p p t l l N
l dl l sll N
l dl l sl
D p dp S p dp p S p K
D S p
t D S p
Max∞
∈
∈
+ + − −
− =
− ≤ − ≤
∑ ∑∫ ∫
∑
Como se pode observar, a função de maximização está sujeita a três restrições, uma de igualdade e
duas de desigualdade. A primeira restrição garante que, dentro do sistema, a produção total iguala a
procura. Desta forma, a procura é satisfeita em todos os instantes e não há excesso de produção. O
limite da capacidade da linha de interligação é representado pelas duas restrições de desigualdade. A
capacidade de transmissão é limitada por forma a garantir a segurança e estabilidade do sistema.
Através das duas desigualdades, impede-se que o trânsito de energia, nos dois sentidos, ultrapasse o
limite estabelecido.
3.1.3. Modelação da Interligação Ibérica
O modelo é aplicado à interligação elétrica entre Portugal e Espanha. É considerado um ambiente
estacionário, um mercado de energia competitivo, assume-se apenas a possibilidade de investir em
transmissão. O efeito de complemento ou substituição é também é tido em conta e não é considerado
qualquer método de recuperação de investimento. As curvas agregadas da oferta e da procura
assumem-se conhecidas à priori.
A interligação elétrica entre Portugal e Espanha é modelada por um sistema simples de dois nós
interligados por uma linha de transmissão. O sistema elétrico português, assim como o espanhol, são
modelados como um único nó cada um. Consequentemente, agrupam-se os consumidores e
produtores individuais, localizados em cada país, em produtores e consumidores portugues e
espanhóis. As curvas da oferta e da procura, representativas do sistema ibérico, são reproduzidas
com base nos dados disponíveis no site do polo espanhol do operador do ibérico [50]. As curvas
modeladas correspondem a uma aproximação às curvas reais.
Para a análise, são escolhidos quatro dias do ano onde, por restrições ao nível de capacidade de
transmissão, se verificou congestionamento. Os quatro dias foram selecionados de forma a que cada
um represente um cenário distinto ao nível de diagrama de carga do sistema. Desta forma obtiveram-
se dados relativos à ponta e vazio no período de Inverno e à ponta e vazio no período de Verão. As
datas correspondentes estão identificadas na Tabela 3.1.
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Tabela 3.1 – Datas selecionadas para análise
Período Carga Dia Mês Ano Hora
Inverno Vazio 13 Janeiro 2013 06
Inverno Ponta 27 Janeiro 2013 20
Verão Vazio 25 Junho 2013 04
Verão Ponta 30 Julho 2013 13
Devido à restrição ativa na capacidade de transmissão presente em todos os dias selecionados, dá-
se a separação so sistema em dois subsistemas. O market splitting faz com as curvas agregadas da
oferta e da procura sejam distintas para Portugal e Espanha.
3.1.4. Limitações do modelo
A principal limitação do modelo prende-se com o método utilizado para para estabelecer os preços de
referência nodais. Estão sempre iguais aos custos marginais de produção, independentemente de
existirem trocas de energia. Considere-se o caso em que a produção eléctrica, que satisfaz as
necessidades de consumo dos dois nós, é totalmente produzida no nó com um custo de produção
marginal inferior. Nesta situação, no nó importador não existe produção de energia, uma vez que a
procura é satisfeita pela energia proveniente do nó vizinho. Segundo este modelo, o preço da energia
no nó que importa todo o seu consumo é igual a 0 € /MWh e, no nó importador, o preço da
electricidade é igual ao preço marginal de produzir a energia que satisfaz a procura total do sistema.
Esta situação não se adequa à realidade. Num sistema real, o nó importador não recebe energia a
custo zero, não havendo limitações ao nível da transmissão o preço deveria ser igual no dois nós.
Devido a esta limitação, a maximização da função do excedente económico social produz resultados
que não se adaptam à realidade.
Outra limitação do modelo está relacionada com modelação da interligação entre Portugal e Espanha.
Agregando os consumidores de cada país no respectivo nó, despreza-se os limites da capacidade
individual dos produtores e consumidores. Pode-se dar o caso de, a capacidade de consumo ou de
produção dos consumidores e dos geradores não ser suficiente para recolher os benefícios atribuídos
ao respectivo nó. Dessa forma, só uma fração dos excedentes é de facto absorvida pelos
participantes.
Como está explícito nos fundamentos do modelo, não se consideram as externalidades relativas ao
trânsito de energia. Refere-se também que, a modelação da interligação Ibérica como um sistema de
dois nós interligados por uma linha limitada em capacidade, despreza o facto de as limitações ao
nível da transmissão poderem ser de origem interna de um sistema. A restrição pode não ser na
linha, mas sim, no sistema eléctrico de um dos nós.
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Para melhor se analisar as limitações presentes neste modelo, recorre-se ao exemplo apresentado
em [48]. O sistema contém dois nós cujas curvas da oferta e da procura estão definidas na Tabela 3.2
Tabela 3.2 – Curvas da oferta e procura no exemplo apresentado em [48]
Curvas Nó A Nó B
Oferta 15 * preço 10 * preço
Procura 1000 – 5 * preço 2000 – 10 * preço
Inicialmente, os dois nós do sistema não estão interligados. Um investimento em transmissão é
caraterizado por um custo fixo de 5000€ e um custo variável de 10€ por MWh instalado. Com base
nas curvas da procura e da oferta e nos custo de investimento, procede-se à otimização. Os
resultados obtidos através do modelo Efficcient System Planning, para este cenário, estão
apresentados na Tabela 3.3.
Tabela 3.3 – Resultados do Efficient System Planning para o exemplo apresentado em [48]
Capacidade de transmissão instalada Preço em A Preço em B
Resultados 400 MWh 70 €/MWh 80 €/MWh
Procede-se de seguida à simulação considerando nulos os custos variáveis e fixos do investimento.
Teóricamente, sob estas condições o ponto ótimo de funcionamento do sistema conduziria à não
existência de congestionamento e os preços nodais seriam iguais. Os resultados obtidos são os
expostos na Tabela 3.4.
Tabela 3.4 – Resultados considerando custos de investimentos nulos
Capacidade de transmissão instalada Preço em A Preço em B
Resultados 2007 MWh 150 €/MWh 0 €/MWh
Esta simulação expõe as limitações do modelo. Com custos de investimentos nulos, a solução que
maximiza o excedente económico social corresponde a produzir no nó A a totalidade da energia
consumida no sistema. Para que tal seja possível, instala-se uma capacidade de interligação de 2007
MWh. A forma como os preços nodais são estabelecidos pelo modelo conduzem aos preços nodais
de 150 €/MWh para o nó A e de 0€/MWh para o nó B. Isto deve-se ao facto de como foi visto
anteriormente, os preços corresponderem aos custos de produção nodais.
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3.1.5. Metodologia Utilizada
Devido às limitações do modelo procede-se apenas a uma análise qualitativa da distribuição dos
impactos de um investimento em transmissão. Uma vez que, como foi visto anteriormente, resolvendo
o problema de otimização sem restringir as variáveis de otimização não se obtêm resultados
conclusivos, adopta-se uma metodologia diferente. Para se analisar os perdedores e beneficiados de
um possível investimento na interligação, adoptam-se duas etapas de decisão. Na primeira,
estabelece-se a capacidade de transmissão da linha fixando-se a variável de otimização
correspondente. Numa segunda etapa resolve-se o problema de otimização mantendo as restantes
duas variáveis, que correspondem aos preços nodais, livres. Desta forma, a maximização é feita na
variável t, sendos os preços nodais o resultado da otimização. Obtém-se assim os valores dos
excedentes dos produtores e consumidores, as rendas de congestionamento, os custos de
investimento e o excedente económico social. Os valores do consumo e produção nodais de energia
também podem ser calculados.
Neste trabalho, para cada dia seleccionado, são efectuadas simulações para três capacidade de
interligação distintas. A primeira simulação estabelece o status quou do sistema, a capacidade de
transmissão é definida igual à capacidade real da interligação ibérica nesse dia. Esse valor está
disponível em [51].
Para a segunda e terceira simulação, estabelece-se um incremento de 50MWh e 100MWh na
capacidade da interligação, relativamente ao status quou. O estudo da distribuição de benefícios é
feito com base nas variações observadas, em cada nó, nos excedentes dos consumidores e
produtores, rendas de congestionamento e no excedente económico social do sistema.
Assume-se que o aumento de capacidade de transmissão não se obteve através da construção de
uma nova linha, mas sim através de investimentos na estrutura já existente da rede. Como tal, na
função dos custos de investimento ( )K t , os custos fixos são nulos e estabelece-se o valor 10€ por
MWh instalado para os custos variáveis.
Os resultados obtidos através das simulações são apresentados de seguida.
3.2. Resultados
Nesta secção são apresentados os resultados obtidos através da simulação, para cada um dos
quatros dias selecionados.
3.2.1. Período de Ponta de Verão
O dia 30 de Julho de 2013 tem um diagrama de carga característico do período de ponta de Verão. O
diagrama de carga respectivo, assim como os preços de energia em Portugal e Espanha estão
representados na Figura 3.1.
48
Figura 3.1 - Ponta Verão: Preço horário do mercado diário [51]
Na hora 13, no período de ponta, existe separação de mercados devido ao congestionamento na
interligação entre os dois países. Registam-se dois preços distintos para Portugal e Espanha que são,
respectivamente, 58.78 €/MWh e 57.75€/MWh. A energia total do mercado ibérico nessa hora é de
30601.6 MWh.
Os valores horários da capacidade de interligação estão disponíveis na Figura 3.2. Observa-se que
na hora 13, a capacidade de transmissão disponível é de 2100MWh e que, a mesma, está esgotada.
Quer isto dizer que existe um trânsito de energia de 2100 MWh na interligação ibérica, sendo que,
neste caso, o sentido é de Portugal para Espanha.
Figura 3.2 – Ponta Verão: Utilização da capacidade de interligação [51]
49
As curvas da oferta e procura referentes ao dia 30 de Julho e à hora 13 estão disponíveis na Figura
3.3 e Figura 3.4. A curva laranja representa a curva da oferta inicial que contém ofertas complexas de
energia. Como existiram condições, presentes nas ofertas complexas, que não foram cumpridas,
surgem as curvas da procura e oferta casadas. Estas últimas são as que vão servir para calcular os
preços nodais.
Figura 3.3 – Ponta Verão: Curvas agregadas da oferta e procura Espanha [51]
Figura 3.4 – Ponta Verão: Curvas agregadas da oferta e da procura Portugal [51]
Com base nos dados recolhidos, referentes à data procedeu-se à simulação do modelo. Fixou-se a
capacidade de transmissão em 2100MWh e os resultados obtidos através da otimização estão
apresentados na Tabela 3.5. Estes resultados estabelecem o status quou e vão servir como termo de
comparação para os efeitos dos incrementos na capacidade de interligação.
50
Tabela 3.5 – Ponta Verão: Resultados com capacidade de 2100MWh
Espanha Portugal
Preço [€/MWh] 73.6 40.7
Excedente dos consumidores [€] 1347065.2 459872.8
Excedente dos produtores [€] 1615009.0 120130.5
Excedente nodal [€] 2962074.2 580003.2
Benefícios globais do sistema [€] 3542077.5
Rendas de congestionamento [€] 69092.5
Investimento em transmissão [€] 0.0
Excedente económico social [€] 3611169.9
Procura [MWh] 25328.3 6604.1
Oferta [MWh] 27428.3 4504.1
Para o dia e hora em estudo, o limite da linha é de 2100MWh. A capacidade de transmissão, tal com
acontece na realidade, está completamente esgotada. Este trânsito de energia dá-se no sentido de
Espanha para Portugal. Em Portugal, o transporte de 2100 MWh, permite que a procura de 6604.1
MWh seja satisfeita com uma produção de 4504.1 MWh. O défice energético é colmatado com os
2100 MWh provenientes de Espanha. Em Espanha são produzidos 27428.3 MWh, que possibilitam
satisfazer a procura de 25328.3 MWh e ainda exportar 2100 MWh. Como o modelo estabelece os
preços nodais iguais ao preço marginal de produção em cada país, registam-se os preços de 73.6
€/MWh e 40.7 €/MWh, em Espanha e Portugal respectivamente.
Os resultados obtidos para a segunda e terceira simulações, onde se estabelece um incremento de
50 MWh e 100 MWh no limite da capacidade de transmissão, estão apresentados na Tabela 3.6.
51
Tabela 3.6 – Ponta Verão: Impacto de incrementos na capacidade de transmissão
País 2100 MWh 2150 MWh 2200 MWh
Preço [€/MWh] ESP 73,6 73,9 74,1
PT 40,7 40,1 39,4
Excedente consumidores [€]
ESP 1347065,2 0 1343189,9 -3875,3 1339317,6 -7747,6
PT 459872,8 0 462052,6 2179,8 464232,8 4360
Excedente produtores [€]
ESP 1615009 0 1622080 7070,8 1629161 14151,6
PT 120130,5 0 117234,2 -2896,3 3622442 -5760,7
Excedente social [€]
3611170 0 3616738 5568,2 3622442 11271,9
Observando os resultados pode-se concluir que os incrementos de 50 e 100 MWh no limite da linha
provocam um aumento de energia transitada. Apesar do aumento do limite da linha, regista-se, nos
dois casos, uma ocupação de 100% da interligação. A energia fluí de Espanha para Portugal e a
quantidade transportada é de 2150 e 2200 MWh.
A maior capacidade de transmissão, traduz-se num aumento da produção do lado Espanhol. Este
aumento reflete-se negativamente nos custos de produção e, consequentemente, no preço nodal
Espanhol. Por outro lado, estando disponível mais energia do lado Espanhol, no nó Português
assiste-se a uma diminuição do custo de produção e no preço.
Ao contrário do que seria espectável, em vez de observar uma diminuição da diferença nodal de
preços, esta aumenta.
Os incrementos no limite de capacidade, refletem-se no aumento do excedente económico social, o
objetivo estabelecido pelo modelo. Este aumento deve-se à variação positiva das rendas de
congestionamento, do excedente dos consumidores no nó importador e do excedente dos produtores
no nó exportador. Por seu lado, os produtores portugueses e os consumidores espanhóis sofrem uma
redução dos lucros.
3.2.2. Período de Vazio de Verão
O dia e hora selecionados para representarem o período de vazio de Verão foi o dia 25 de Junho de
2013 às 4 horas. Nesta data, existe separação de mercados e o preço português da energia é de
23.45€/MWh e o espanhol de 10 €/MWh. A energia total do sistema é de 27256.9 MWh. Estes dados
estão expostos na Figura 3.5.
52
Figura 3.5 – Vazio Verão: Preço Horário do Mercado Diário [51]
A existência de congestionamento, responsável pela separação dos sistemas, pode ser observada na
Figura 3.6. Na hora 4 a capacidade disponível era de 500 MWh e, como esperado, na presença de
congestionamento, tem uma utilização de 100%. O fluxo de 500MWh realiza-se no sentido de
Espanha para Portugal.
Figura 3.6 – Vazio Verão: Utilização da Capacidade da Interligação [51]
As curvas agregadas da oferta e da procura resultantes da separação do mercado estão
representadas na Figura 3.7 e na Figura 3.8. Sublinha-se novamente o não cumprimento das
condições estabelecidas nas ofertas complexas e as resultantes curvas casadas.
53
Figura 3.7 – Vazio Verão: Curvas Agregadas da Oferta e da Procura Espanha [51]
Figura 3.8 – Vazio Verão: Curvas Agregadas da Oferta e da Procura Portugal [51]
Para o dia 25 de Junho, o status quou é estabelecido admitindo um limite de capacidade da
interligação de 500MWh. Os resultados obtidos através da simulação estão presentes na Tabela 3.7.
54
Tabela 3.7 – Vazio Verão: Resultados com capacidade de 500MWh
Espanha Portugal
Preço [€/MWh] 7.9 10.3
Excedente dos consumidores [€] 1917760.7 415978.1
Excedente dos produtores [€] 176287.4 43193.9
Beneficios nodais [€] 2094048.1 459172.0
Benefícios brutos [€] 2553220.1
Rendas de congestionamento [€] 1195.7
Investimento em transmissão [€] 0.0
Excedente económico social [€] 2554415.9
Procura [MWh] 22283.6 4901.6
Oferta [MWh] 22783.6 4401.6
Verifica-se uma ocupação total da interligação que, se traduz numa transferência de energia de 500
MWh de Espanha para Portugal. O preços locai português e espanhol são, respectivamente, 10.3
€/MWh e 7.9 €/MWh. A procura em Portugal é de 4901.6 MWh e a oferta de 4401.6 MWh. Do lado
Espanhol, o consumo é de 22283.6 MWh e a produção de 22783.6 MWh. A energia transferida a
partir de Espanha, reflecte-se negativamente no preço de energia Espanhol.
As simulações para um aumento na capacidade de transmissão de 50 e 100MWh, produziu os
resultados expostos na Tabela 3.8. De referir que, nestas simulação, a ocupação da capacidade de
interligação se mantém nos 100%, ou seja, com o valor de 550 e 600MWh.
55
Tabela 3.8 – Vazio Verão: Impacto de Incrementos na Capacidade de Transmissão
País 500 MWh 550 MWh 600 MWh
Preço [€/MWh]
ESP 7,9 8,2 8,6
PT 10,38 9,1 7,9
Excedente consumidores [€]
ESP 1917760,7 0 1912655 -5105,7 1907554,1 -10206,6
PT 415978,1 0 419287,9 3309,8 422602,8 6624,7
Excedente produtores [€]
ESP 176287,4 0 184171,4 7884 192067,9 15780,5
PT 43193,9 0 37900,8 -5293,1 32663 -10530,9
Excedente social [€]
2554416 0 2553975 -440,6 2554319 -97,4
Nos resultados obtidos, após simulação, para o período de vazio de Verão não se observa um
aumento do bem estar social. O incremento de 50MWh no limite da interligação provoca uma
diminuição de 10530.9 € no bem estar social e, o incremento de 100MWh provoca uma diminuição de
97.4 €. A diminuição do excedente social é resultado da variação negativa do excedente dos
consumidores Espanhóis, do excedente dos produtores Portugueses e do aumento dos custos de
investimento. Como o modelo considera os preços nodais iguais ao preço marginal nodal, os
consumidores no nó exportador sofrem com o aumento da produção dentro desse nó. Por seu lado,
no nó importador, os consumidores continuam a beneficiar da reduzida produção local, que é
substituída pela energia importada. Neste caso, verifica-se até que, para um incremento de 100MWh
na capacidade, o preço nodal no nó exportador, ultrapassa o do nó importador. Repara-se ainda
numa diminuição das rendas de congestionamento, devido à aproximação dos preços nodais, que
contribuí para a redução de excedente social.
3.2.3. Período de Ponta de Inverno
O dia 27 de Janeiro de 2013, às 20 horas, é representativo do período de Ponta de Inverno. Como
em todas as datas selecionadas, existe congestionamento na interligação ibérica . Os preço nodais
de Portugal e Espanha são, respectivamente 28.29 €/MWh e 56.63 €/MWh. A energia total do
sistema são 28496.4 MWh.
56
Figura 3.9 – Ponta Inverno: Preço Horário do Mercado Diário [51]
O fluxo de energia nesta data dá-se de Portugal para Espanha. São transitados 800 MWh de energia
que ocupam totalmente a capacidade da interligação.
Figura 3.10 – Ponta Inverno: Utilização da Capacidade da Interligação [51]
As curvas agregadas da oferta e da procura, para cada país, estão representadas na Figura 3.11 e na
Figura 3.12. Como nos casos anteriores, os preços nodais foram estabelecidos com base nas curvas
casadas da oferta e da procura.
Figura 3.11 – Ponta Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Espanha [51]
57
Figura 3.12 – Ponta Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Espanha [51]
Procede-se à simulação, admitindo que o limite da capacidade da interligação é de 800MWh. Os
resultados estão apresentados na Tabela 3.9. Regista-se um trânsito de energia de 550MWh no
sentido de Portugal para Espanha. Neste cenário, o ponto ótimo de funcionamento do sistema não
corresponde à máxima utilização da capacidade de transmissão.
Tabela 3.9 – Ponta Inverno: Resultados com de capacidade de transmissão de 800MWh
Espanha Portugal
Preço [€/MWh] 60.9 43.7
Excedente dos consumidores [€] 1320752.6 493672.5
Excedente dos produtores [€] 1195474.6 297260.6
Excedente nodal [€] 2516227.2 790933.0
Benefícios brutos [€] 3307160.2
Rendas de congestionamento [€] 9466.4
Investimento em transmissão [€] 0.0
Excedente económico social [€] 3316626.6
Procura [MWh] 22175.5 7243.0
Oferta [MWh] 21625.1 7793.4
58
Segundo os resultados obtidos pelo modelo, o ponto ótimo não corresponde ao ponto onde os preços
nodais são iguais. Desta forma, um incremento no limite da capacidade de transmissão não influencia
o trânsito de energia. O impacto de investimentos na transmissão apenas se reflectirá no aumento
dos custos de investimento e, consequentemente, provocará uma diminuição do excedente social. Os
resultados da segunda e terceira simulação, considerando um aumento de limite de 850 e 800MWh
respectivamente, estão exposto na Tabela 3.10.
Tabela 3.10 – Ponta Inverno: Impacto de Incrementos na Capacidade de Interligação
País 800 MWh 850 MWh 900 MWh
Preço [€/MWh]
ESP 60,9 60,9 60,9
PT 43,7 43,7 43,7
Excedente consumidores [€]
ESP 1320752,6 0 1320752,6 0 1320752,6 0
PT 493672,5 0 493672,5 0 493672,5 0
Excedente produtores [€]
ESP 1195474,6 0 1195474,7 0,1 1195474,6 0
PT 297260,6 0 297260,5 -0,1 297260,5 -0,1
Excedente social [€] 3316626,6 0 3316126,6 -500 3315626,6 -1000
Verifica-se que sendo o ponto ótimo inferior ao limite da capacidade de transmissão, investimentos
em transmissão apenas aumentam os custos totais do sistema, o que resulta numa na diminuição do
bem estar social.
3.2.4. Período de Vazio de Inverno
O período de vazio de Inverno é representado pelo dia 13 de Janeiro de 2013 às 6 horas. Os preços
nodais, resultantes do congestionamento na transmissão, são de 26.38 €/MWh para Portugal e 22.10
€/MWh para Espanha. A energia total do sistema é de 23723.4 MWh. Os preços nodais e o diagrama
de carga estão representados em Figura 3.13.
59
Figura 3.13 – Vazio Inverno: Preço horário do mercado diário [51]
O limite de capacidade da interligação é de 300 MWh. Como seria de esperar, a utilização da
interligação é de 100%. O trânsito de energia é efectuado de Espanha para Portugal.
Figura 3.14 – Vazio Inverno: Utilização da Capacidade da Interligação [51]
Na Figura 3.15 e na Figura 3.16, pode-se observar as curvas agregadas da oferta e da procura de
Portugal e Espanha no dia 13 de Janeiro às 6 horas.
Figura 3.15 – Vazio Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Espanha [51]
60
Figura 3.16 – Vazio Inverno: Curvas Agregadas da Oferta e Procura Portugal [51]
Simulando o sistema com o limite de capacidade fixo nos 300MWh, obtêm-se o resultados da Tabela
3.11. Verifica-se uma ocupação total da capacidade de transmissão disponível, sendo o fluxo de
energia de Espanha para Portugal. O preço da energia em Espanha é de 21.4 €/MWh e em Portugal
de 24 €/MWh.
Tabela 3.11 – Vazio Inverno: Resultados com Capacidade de 300 MWh
Espanha Portugal
Preço [€/MWh] 21.4 24.0
Excedente dos consumidores [€] 1464771.7 414459.5
Excedente dos produtores [€] 400150.1 104611.8
Excedente nodal [€] 1864921.9 519071.2
Benefícios brutos [€] 2383993.1
Rendas de congestionamento [€] 800.1
Investimento em transmissão [€] 0.0
Excedente económico social [€] 2384793.2
Procura [MWh] 18466.7 5314.5
Oferta [MWh] 18766.7 5014.5
Admitindo investimentos em transmissão, que permitem um incremento de 50MWh e 100MWh no
limite da capacidade da linha, obtiveram-se os resultados apresentados na Tabela 3.12.
61
Tabela 3.12 – Vazio Inverno: Impacto de Incrementos na Capacidade de Interligação
País 300 MWh 350 MWh 400 MWh
Preço [€/MWh]
ESP 21,36 22,33 23,3
PT 24,02 23,2 22,4
Excedente consumidores [€]
ESP 1464771,7 0 1452035 -12736,7 1439344,2 -25427,5
PT 414459,5 0 417023,1 2563,6 419590,8 5131,3
Excedente produtores [€]
ESP 400150,1 0 418525,2 18375,1 436903,2 36753,1
PT 104611,8 0 100520 -4091,8 96465,1 -8146,7
Excedente social [€] 2384793 0 2387907 3113,9 2391676 6882,3
À semelhança do verificado no dia relativo ao período de vazio de Verão, com o aumento da
capacidade de transmissão, o preço no nó importador torna-se inferior ao do nó exportador. Neste
caso, existe um aumento do excedente social associado a novos investimentos em transmissão. Esta
variação é suportada pelo aumento do excedente dos consumidores em Portugal e do excedente dos
produtores em Espanha. Contrariamente, os consumidores localizados em Espanha, assim como os
produtores portugueses, sofrem uma diminuição de lucros. Como seria de esperar, os custos do
investimento contribuem de forma negativa para o excedente económico social. Considerando um
incremento de 50MWh, a redução da diferença de preços nodais provoca uma variação negativa de
496.2 € nas rendas de congestionamento. No entanto, quando se aumenta 100MWh à capacidade de
transmissão, a diferença nodal volta a aumentar e as rendas de congestionamento são de 372.2 €,
valor inferior ao observado no status quou.
3.3. Análise dos Resultados
Procede-se agora à analise dos resultados obtidos para as datas selecionadas.
Nas datas selecionadas registou-se a existência de congestionamento na interligação Ibérica. A
simulação do sistema, utilizando curvas de oferta e procura aproximadas às curvas reais, produziu
congestionamento em três dos dias em estudo. Teóricamente, no ponto ótimo de funcionamento do
sistema elétrico não existe congestionamento. Contudo, como foi visto na formulação do modelo, este
não procura a maximização do bem estar social através da diminuição dos custos de produção do
sistema. Por seu lado, o ponto ótimo é obtido através da maximização do excedente económico
social, a soma dos excedentes dos produtores e consumidores com as rendas de congestionamento
subtraindo os custo de investimento. Desta forma, e tendo em consideração as limitações do modelo,
a maximização do bem estar social pode ser obtida sem se extinguir totalmente o congestionamento.
62
Com base nos resultados obtidos através da simulação, faz-se uma análise qualitativa da distribuição
de benefícios associados a incrementos na capacidade de transmissão. Tal como esperado
teóricamente, verifica-se que a transmissão pode ser vista como substituto ou complemento à
geração, dependo do ponto de vista adoptado.
No dia 30 de Julho, ponta de Verão, o limite da capacidade de transmissão é de 2100MW e conduz
ao congestionamento. Neste dia e hora, Portugal importa e Espanha exporta energia. Os incrementos
na rede produzem um aumento do excedente dos consumidores em Portugal e no excedente dos
produtores espanhóis. Isto deve-se à redução do preço da energia disponível aos consumidores
importadores e ao aumento da quantidade de energia vendida pelos produtores exportadores.
Contrariamente, registou-se uma variação negativa no excedente dos produtores Portugueses e no
excedente dos consumidores do lado Espanhol. Estas variações resultam do aumento do preço nodal
espanhol, consequência do aumento da produção nesse nó, e do aumento da concorrência sentida
pelos produtores Portugueses. O excedente económico social regista um aumento de 5568.2 € e
11271.9 € associado aos incrementos de 50 e 100MWh na capacidade da interligação.
No dia 25 de Junho o trânsito de energia realiza-se novamente de Espanha para Portugal. Assim,
classifica-se Portugal como o nó importador e Espanha como o nó exportador. Nestas circunstâncias,
e à semelhança do caso anterior, os maiores beneficiários do aumento da capacidade de transmissão
são os produtores localizados em Espanha e os consumidores Portugueses. Os produtores
portugueses e consumidores espanhóis vêm os seus excedentes reduzidos. O excedente económico
social sofre uma redução de 440.6€ e de 97.4€ com os incrementos de 50 e 100MWh
respectivamente. Esta redução é explicada pelo facto do os benefícios recolhidos pelos participantes
ser menor que os custos totais dos investimentos em nova capacidade.
Para o dia característico da ponta de Inverno, como foi descrito anteriormente, o ponto ótimo não faz
uma utilização total da capacidade de interligação. Neste contexto, os incrementos de capacidade de
transmissão aumentam apenas os custos de investimento o que se traduz numa diminuição, na
mesma proporção, do excedente económico social.
Por último, no dia 13 de Janeiro às 6 horas, regista-se um trânsito de energia de 300MWh de
Espanha para Portugal. Este fluxo de energia corresponde à utilização total da capacidade da
interligação e consequentemente verifica-se congestionamento. Efectua-se um raciocínio semelhante
ao realizado para os dias de ponta e vazio de Verão, os produtores Portugueses e os consumidores
espanhóis perdem e os consumidores portugueses e produtores espanhóis ganham com o aumento
de capacidade de transmissão.
63
Capítulo 4 - Conclusões
O processo de liberalização e, a respectiva introdução da concorrência no mercado de geração
elétrica, alteraram drasticamente o paradigma do sector eletrico. As atividades de planeamento e
operação do parque produtor são efectuados por empresas privadas, que tem como principal
objectivo a maximização dos seus custos. Em geral, o segmento da transmissão mantém-se um
monopólio regulado, sendo operado e planeado por um operador do sistema de transmissão. Estas
mudanças estruturais no sistema elétrico conduziram à criação de mercados de energia. Os
mercados elétricos permitem a livre transação de energia entre produtores e consumidores.
Teoricamente, a longo prazo, a reestruturação da indústria elétrica incentiva a expansão eficiente e
redução do custos globais do sistema elétrico.
Sendo considerado um monopólio natural, o segmento da transmissão é sujeito à regulação. A
regulação de uma empresa de transmissão deve garantir a viabilidade financeira da empresa
regulada, estimular a prestação justa e adequada do serviço, incitar a minimização de custos de
operação, garantir a existência de uma renda recolhida pelo TSO e motivar a expansão eficiente da
rede.
No contexto de um sector elétrico desregulado, a transmissão elétrica desempenha um papel
fundamental. Ao tradicional exercício de assegurar a segurança e estabilidade da rede, acrescentam-
se agora novas funções. Uma rede de transporte adequada é essencial para mitigar o possível poder
de mercado dos produtores e permitir o livre e justo acesso à energia a todos os participantes. O
desempenho destas funções é indespensável ao bom funcionamento do mercado. A aumento das
trocas de energia resultantes da abertura do mercado, assim como o crescimento da produção
descentralizada, contribuem para tornar o trânsito de energia mais dinâmico e imprevisível. Para lidar
com estas alterações nos padrões de produção e consumo, a rede tem que ser flexível e robusta.
A reestruturação da indústria elétrica tem um forte impacto no planeamento da expansão da rede.
Enquanto que numa indústria tradicional as decisões sobre investimentos em transmissão e geração
são tomadas centralmente, num sector desregulado estas são independentes. Destas alterações,
resultam uma alteração de objetivos e um aumento da incerteza no planeamento da rede. As
decisões sobre a expansão do parque produtor tomadas por empresas privadas pode resultar num
conflito de interesses. Vários modelos de expansão da rede foram desenvolvidos para fazer face aos
novos desafios presentes ao regulador.
A expansão ótima da rede está fortemente interligada com a coordenação entre os investimentos em
transmissão e geração. A transmissão pode ser vista como complemento e, ou, substituto à
capacidade de geração. Sendo assim, os investimentos na rede e os preços daí resultantes
influenciam a localização, a temporalidade e tipo dos investimentos em geração. Para garantir que
nova capacidade de geração é instalada onde é mais necessária, a TSO tem ser capaz de gerir
eficientemente o congestionamento a curto prazo e, a longo prazo, expandir a rede de forma
64
adequada. O método de princing baseado nos preços marginais locais é eficaz na resolução do
congestionamento a curto prazo e envia sinais eficientes sobre os investimentos em transmissão.
Como estratégia complementar, a TSO deve investir em projetos na rede que maximizem o
excedente económico social.
Os fluxos de energia mais dinâmicos e imprevisíveis resultantes da liberalização aumentam
significativamente o nível de congestionamento da rede. O congestionamento é um obstáculo ao bom
funcionamento do mercado. Numa indústria tradicional, os custos de congestionamento são
suportados igualmente por todos os consumidores. Este custo é tido como o preço a pagar para
garantir a segurança e fiabilidade do sistema. Por outro lado, num sector desregulado são
desenvolvidas várias estratégias de gestão do congestionamento, sendo que três delas são
apresentadas neste trabalho. O método Uplift Charges gere os custos de congestionamento
estabelecendo um preço único de mercado, o que não estimula a expansão ótima do sistema uma
vez que não envia sinais de investimentos aos produtores. Os métodos System Redispatch Costs e
Congestion Revenues, também denominado Market Splitting, recorrem à diferenciação de preços
para gerir os custos de congestionamento. Este métodos distinguem-se quanto à forma de definição
dos preços. O método Congestion Revenues, ou Market Splitting, considera-se a melhor solução por
forma a resolver o congestionamento ao nível estrutural, uma vez que envia sinais de investimento
eficientes aos produtores.
A transmissão é um monopólio no entanto, em certos ambientes, são considerados investimentos
efectuados por empresas privadas. Os investimento privados são remunerados com base em rendas
e direitos de transmissão , teoricamente conduzem à expansão ótima da rede. Porém, devido ás
imperfeições do mercado de transporte de eletricidade, principalmente a descontinuidade dos
investimentos em transmissão, os investimentos privados não são sustentáveis a grande escala. Os
investimentos privados apenas são viáveis em projetos em pequena escala, que não diminuam a
diferença de preços nodais. Desta forma, a expansão da rede de transporte depende sempre de
investimentos regulados. Não são considerados investimentos privados na rede elétrica europeia.
As necessidades de investimentos ao nível da rede europeia são elevadas. Contudo, mantendo a
evolução actual das tarifas de electricidade, as TSO’s europeias não têm capacidade de financiar a
maior parte dos investimentos necessários. Apesar de os investimentos regulados terem um retorno
financeiro fixo, o investimento inicial é avultado e apenas recuperado ao longo da vida do projeto.
Business-as-usual, Shift-to-growth-model e Issue additional equity são estratégias de obtenção de
capital que, permitem às TSO financiar os custos iniciais dos seus projectos e realizar uma
percentagem maior dos seus programas de investimento.
Na década de 90 e, partindo de directivas emitidas pela Comissão Europeia, começou o processo de
liberalização da rede Europeia elétrica. Neste sentido, Portugal e Espanha criaram em conjunto um
Mercado Ibério de Energia, o MIBEL.
Através da aplicação de um modelo de análise da distribuição dos impactos resultantes de um
investimento em transmissão à interligação Ibérica, verificou-se o esperado teoricamente. O aumento
65
da capacidade de transmissão tem um impacto positivo nos produtores do nó exportador e nos
consumidores do nó importador. Contrariamente, verifica-se uma diminuição do excedente dos
consumidores no nó exportador e do excedente dos produtores no nó importador. Uma vez que
Portugal tem um saldo importador positivo, pode-se concluir que os consumidores portugueses em
conjunto com os produtores espanhóis são quem beneficia de um possível investimento na
interligação.
4.1. Trabalho Futuro
Este estudo apenas se focou em alguns dos aspectos relacionados com a transmissão elétrica. Um
estudo teórico sobre tópicos que ficaram foram do contexto deste trabalho, como por exemplo, os
contratos bilaterais, os vários métodos de pricing da energia ou as tarifas da eletricidade é
aconselhado.
Com o intuito de se fazer uma análise de distribuição de benefícios de um investimento em
transmissão, propõe-se a aplicação de um modelo mais complexo à interligação Ibérica. Um futuro
estudo sobre os impactos de investimentos na interligação entre Portugal e Espanha, deverá
maximizar a diferença entre os benefícios e os custos totais do sistema. Poderá também considerar a
possibilidade da existência de investimentos em geração como substituto à transmissão. A introdução
de factores como a elasticidade da procura e da oferta também contribuí para uma melhor análise de
investimentos. Neste contexto, destaca-se o modelo proposto por Hung-po Chao e Robert Wilson em
[34].
Outro método de se aprofundar o estudo do impacto de um investimento na interligação elétrica entre
Portugal e Espanha, consiste em modelar o sistema sob a forma de uma rede mais complexa e
detalhada, considerando, por exemplo, todos os pontos de interligação existentes.
A interligação Ibérica não apresenta níveis de congestionamento muito elevados, no entanto, a
interligação elétrica nos Pirinéus, entre Espanha e França, é considerada um dos bottlenecks da rede
Europeia. Desta forma, propõe-se que se realize o mesmo estudo introduzindo um terceiro nó que
represente a França. Assim, é possível não só analisar um futuro investimento na interligação Ibérica,
mas também na interligação dos Pirinéus e o respectivo impacto em todas as partes envolvidas.
66
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