desenvolvimento de ferramentas de análise do impacto técnico da integração de...

Desenvolvimento de Ferramentas de Análise do Impacto Técnico da Integração de Microprodução e Veículos Elétricos – Parte II

2011/12/30 REIVE – Redes Eléctricas Inteligentes com Veículos Eléctricos

Redes Elétricas Inteligentes com Veículos Elétricos

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Disseminação Estado Público

Equipa Projeto

Coordenação Projeto

Direção Projeto

Versão Preliminar

Versão submetida para avaliação

Versão final

P A R C E I R O S I N S T I T U C I O N A I S

P A R C E I R O S E M P R E S A R I A I S

F I N A N C I A M E N T O


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A P R O V A Ç Ã O

Aprovação Entidade Pessoa responsável Data

Coordenador do Projeto INESC Porto João A. Peças Lopes


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H I S T Ó R I C O D O D O C U M E N T O

Versão Data Elemento responsável pela última alteração

Alterações efetuadas

0.1 2011/11/22 INESC Porto Proposta de estrutura do documento.


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A U T O R E S

Nome Instituição Papel desempenhado

João A. Peças Lopes INESC Porto Coordenador do projeto

João Tomé Saraiva INESC Porto Investigador

José Nuno Fidalgo INESC Porto Investigador

Nuno Fonseca INESC Porto Investigador

Yannick Phulpin INESC Porto Investigador

C O L A B O R A D O R E S

Nome Instituição Papel desempenhado

Carlos Moreira INESC Porto Colaborador do projeto


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Índice de conteúdos ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE TABELAS ............................................................................................................................. IX

DEFINIÇÕES E ACRÓNIMOS ................................................................................................................. X

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................................ 1

2 IMPACTO DOS VEÍCULOS ELÉTRICOS NOS PREÇOS DO MERCADO DIÁRIO DE ELECTRICIDADE . 3 2.1 Contexto ............................................................................................................................................................... 3 2.2 Detalhes da ferramenta .................................................................................................................................... 4

2.2.1 Recolha de dados .................................................................................................................................. 5 2.2.2 Outras funcionalidades criadas ........................................................................................................... 6

2.3 Modelos de avaliação de impacto no mercado diário .............................................................................. 6 2.3.1 Redes neuronais artificiais .................................................................................................................... 6 2.3.2 Modelo de estimação directa do preço final ................................................................................... 8 2.3.3 Modelo de estimação indirecta do preço final ................................................................................ 9

2.4 Índice de desempenho (Kpi) .......................................................................................................................... 10 2.4.1 Formulação ........................................................................................................................................... 10

2.5 Resultados ilustrativos...................................................................................................................................... 11 2.6 Integração dos veículos elétricos .................................................................................................................. 12

3 IMPACTO DOS VEÍCULOS ELÉTRICOS NOS PREÇOS DAS RESERVAS SECUNDÁRIA E TERCIÁRIA14 3.1 Algumas definições relativas a serviços de sistema.................................................................................. 14 3.2 A prática adotada pela UCTE/ENTSO-E ................................................................................................... 15 3.3 Os serviços de sistema nas regulamentações Portuguesa e Espanhola ................................................ 16

3.3.1 Solução de restrições técnicas........................................................................................................... 16 3.3.2 Reserva primária ................................................................................................................................. 17 3.3.3 Reserva secundária ............................................................................................................................. 17 3.3.4 Reserva terciária ................................................................................................................................. 17 3.3.5 Controlo de tensão .............................................................................................................................. 18 3.3.6 Black start ............................................................................................................................................. 18

3.4 Informação disponível no site web do TSO Português ............................................................................. 18 3.5 Mercados das Reservas secundária e terciária – Ilustração do seu funcionamento .......................... 20

3.5.1 Dados disponíveis ................................................................................................................................ 20 3.5.2 Mercado para a banda de regulação secundária ...................................................................... 21 3.5.3 Mercado de energia de regulação terciária ................................................................................ 24

3.6 Impacto de novos agentes nos mercados de reservas – Aspectos gerais ........................................... 36 3.6.1 Impacto no mercado de reserva secundária ................................................................................. 36 3.6.2 Impacto no mercado de reserva terciária ..................................................................................... 39

3.7 Ferramentas desenvolvidas ............................................................................................................................ 40 3.7.1 Recuperação de dados ...................................................................................................................... 40 3.7.2 Modelização do impacto dos VE nos preços das reservas ......................................................... 40

3.8 Resultados ilustrativos...................................................................................................................................... 41

4 CONCLUSÕES ............................................................................................................................... 44

5 REFERÊNCIAS ............................................................................................................................... 46


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Índice de Figuras Figura 2.1- Pool para a primeira hora de negociação do dia 01/12/2010 ........................................................... 4

Figura 2.2 - Exemplo de arquitetura de uma rede neuronal ......................................................................................... 7

Figura 2.3 - Entradas e saídas da rede neuronal usado no primeiro modelo. .......................................................... 9

Figura 2.4 - Entradas e saídas da rede neuronal usada na primeira fase ................................................................ 9

Figura 2.5 - Entradas e saídas da rede neuronal usada na segunda fase. ............................................................. 10

Figura 2.6 - Estimativa directa do preço final de mercado ......................................................................................... 11

Figura 2.7 – Estimativa indirecta do preço final de mercado ..................................................................................... 12

Figura 3.1 - Activação das reservas após uma perturbação (fonte [19]) ................................................................. 15

Figura 3.2 - Curva agregada das ofertas de banda de regulação secundária (a vermelho) e requisito definido pelo TSO para a banda de regulação secundária (a azul) ........................................................................ 38

Figura 3.3 - Curva agregada das ofertas e requisito definido pelo TSO, admitindo que foi submetida uma nova proposta para banda de regulação secundária com a potência de 45 MW (30 MW a subir e 15 MW a descer) ao preço de 22,00 €/MW ................................................................................................................................ 38

Figura 3.4 – Comparação entre duas curvas agregadas de potência de reserva secundária sem(lado esquerdo) e com proposta associada a VE’s (lado direito) ......................................................................................... 41

Figura 3.5 – Preços de reserva secundária considerando diferentes valores de potência das propostas associadas a VE’s ................................................................................................................................................................... 42

Figura 3.6 – Evolução da remuneração obtida por VE’s considerando diferentes propostas de potência para reserva secundária ................................................................................................................................................................ 43


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Índice de Tabelas Tabela 2.1 – Resultados obtidos para o índice KPI ....................................................................................................... 11

Tabela 3.1 - Propostas de banda de reserva de regulação secundária para a hora 1 ...................................... 21

Tabela 3.2 - Propostas de banda de reserva de regulação secundária para a hora 2 ...................................... 21

Tabela 3.3 - Propostas de banda de reserva de regulação secundária para a hora 24 ................................... 22

Tabela 3.4 - Requisito de banda de regulação secundária, banda contratada e preço respetivo para cada hora do dia 31 de Março de 2011. ................................................................................................................................. 23

Tabela 3.5 - Propostas de reserva terciária a subir e a descer (MW) e preços correspondentes da energia (€/MWh) para a hora 1 do dia 31 de Março de 2011. ............................................................................................. 25

Tabela 3.6 - Propostas de reserva terciária a subir e a descer (MW) e preços correspondentes da energia (€/MWh) para a hora 2 do dia 31 de Março de 2011. ............................................................................................. 27

Tabela 3.7 - Propostas de reserva terciária a subir e a descer (MW) e preços correspondentes da energia (€/MWh) para a hora 24 do dia 31 de Março de 2011. .......................................................................................... 30

Tabela 3.8 - Energia terciária total utilizada por área de balanço para as horas 1, 2 e 24 do dia 31 de Março de 2011. ..................................................................................................................................................................... 32

Tabela 3.9 - Energias de regulação secundária e terciária a subir e a descer utilizadas e preços correspondentes para o dia 31 de Março de 2011. .................................................................................................... 33

Tabela 3.10 - Propostas de banda de regulação secundária para a hora 1 do dia 31 de Março de 2011.37


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Definições e Acrónimos

Acrónimo Descrição

AGC Automatic Generation Control

APA Adaptive BackPropagation Algorithm

ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity

FACTS Flexible Alternating Current Transmission System

FERC Federal Electricity Regulatory Commission

KPI Key Perfomance Indicator

MIBEL Mercado Ibérico de eletricidade

MP Microprodução

MLP Multi-Layer Perceptrons

OMEL Operador do Mercado Espanhol de Eletricidade

REE Red Eléctrica de España

REN Redes Energéticas Nacionais

RNA Rede Neuronal Artificial

TSO Transmission System Operator

UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

VE Veículo Elétrico

V2G Vehicle-to-Grid


Desenvolvimento de Ferramentas de Análise do Impacto Técnico

da Integração de Microprodução e Veículos Elétricos – Parte II Página 1

1 INTRODUÇÃO

Este documento descreve o trabalho realizado no âmbito do desenvolvimento de ferramentas de simulação integradas na Tarefa 2 do projeto REIVE de forma a permitir a realização de estudos de análise de impacto técnico resultante da integração progressiva de Veículos Elétricos (VE) e unidades de Microprodução (MP) nos sistemas elétricos de energia. As referidas ferramentas de simulação permitem a incorporação das estratégias de controlo especificadas no âmbito do desenvolvimento da Tarefa 1.

Posteriormente, a suite computacional assim desenvolvida permitirá, em próximas tarefas do projeto, a obtenção de resultados relativos à análise extensiva e em diversos cenários de operação orientados para o sistema elétrico nacional.

O desenvolvimento desta tarefa assenta no pressuposto de um conjunto de modelos de negócio associados à disponibilização de pontos de carga dos VE e de pontos de injeção de MP com duas vertentes:

a) Pontos de carga e de conceção de unidades de MP de nível individual, associados a instalações de utilização do tipo doméstico ou equivalente;

b) Pontos de carga rápida de baterias de VE’s associados a estações de serviço, superfícies comerciais e parques de estacionamento, envolvendo simultaneamente unidades de MP de maior dimensão (po exemplo, unidades instaladas em coberturas de parques de estacionamento, podendo envolver algumas dezenas de kW).

O desenvolvimento e adaptação de ferramentas apresentados neste documento para efeitos da análise prospetiva do impacto da progressiva integração de VE’s e sistemas de MP em redes elétricas constituem uma parte da suite de simulação computacional que têm vindo a ser desenvolvidas no INESC Porto.

Neste relatório são descritos os mecanismos de mercado adoptados em Portugal no âmbito do MIBEL para contratação de energia no mercado diário, bem como os mecanismos de mercado utilizados pelo Operador de Sistema para contratar e mobilizar a potência e a energia de reserva secundária e terceária. Para além de se descreverem estes mecanismos, são analisados em seguida os impactos que os veículos eléctricos podem ter nos preços do mercado diário e no preço das reservas referidas.

Em relação à sua estrutura, e tendo em conta os objetivos referidos, no Capítulo 2 este relatório começa por apresentar o funcionamento do mercado de eletricidade no âmbito do MIBEL, em particular a importância que as condições de complexidade aplicadas no problema de otimização diário têm no funcionamento do mercado em cada hora. Posteriormente, são apresentados os dois grupos de ferramentas criadas para modelizar o mercado diário de eletricidade neste contexto. Em primeiro lugar, relata-se o desenvolvimento da ferramenta criada em Matlab© que, além de outras funcionalidades, simula o pool do mercado diário utilizando dados públicos referentes às propostas de venda e de compra. Em seguida, são descritas as redes neuronais utilizadas para completar a modelização deste mercado. A finalizar este capítulo e a título de ilustração, são apresentados alguns resultados das simulações efectuadas.

No Capítulo 3 este relatório descreve os mecanismos utilizados para a contratação e o fornecimento de serviços de sistema, abordando em particular a contratação das reservas secundária e terciária. Apresenta-se em seguida o funcionamento destes mecanismos no contexto português e é introduzida a aplicação que foi desenvolvida para avaliar o impacto dos VE’s nos preços das reservas secundária e terciária. Apresenta-se ainda, um exemplo para ilustrar os resultados que se podem obter com esta aplicação.

A finalizar, são apresentadas algumas conclusões preliminares relativas ao trabalho realizado na Tarefa 2 do projecto REIVE. Estas conclusões serão alargadas e completadas quando for elaborado o relatório final sobre estes tópicos.




2 IMPACTO DOS VEÍCULOS ELÉTRICOS NOS PREÇOS DO MERCADO DIÁRIO DE ELECTRICIDADE

Um dos objetivos da segunda parte do desenvolvimento de ferramentas de análise do impacto técnico da integração de microprodução (MP) e de veículos elétricos (VE’s) corresponde à avaliação do impacto que a integração progressiva de VE’s no sistema elétrico português poderá ter nos preços do mercado diário ibérico de eletricidade. De uma forma mais detalhada pretende-se, por um lado, modelizar os preços de eletricidade tendo em conta a forma como funciona a pool deste mercado, considerando variados cenários de produção acoplados a cenários de integração dos VE’s para horizontes a médio e longo prazo.

Este capítulo apresenta o funcionamento do mercado elétrico ibérico, as ferramentas desenvolvidas para simular este mercado e para obter estimativas do preço de mercado, terminando com alguns resultados ilustrativos das simulações efetuadas com base nas ferramentas criadas.

2.1 Contexto

No mercado ibérico de eletricidade a negociação é realizada maioritariamente no mercado diário. A energia elétrica negociada no mercado diário em Portugal e Espanha em 2011 corresponde aproximadamente a 69% do consumo global dos dois países.

A negociação no mercado diário ibérico de eletricidade, MIBEL, efetua-se com base num leilão diário de preço uniforme, com liquidação da energia em todas as horas do dia seguinte. Complementarmente, existem várias sessões do mercado intradiário, subsequentes ao leilão do mercado diário, em que é possível aos agentes transacionarem energia elétrica para as várias horas do dia coberto por aquele mercado. O modo de negociação é, igualmente, por leilão. Numa primeira fase, o Operador de Mercado realiza tantos despachos quantos os períodos de negociação admitindo que não há acoplamentos entre períodos adjacentes, isto é, considerando apenas as informações relativas a quantidades de energia pretendida/disponível e o preço das propostas simples das unidades de compra/de produção [1].

Devido a diversos condicionamentos relativos aos grupos produtores ou à rede, o problema não pode ser tratado admitindo esta separação horária, havendo necessidade de tratar o problema de otimização considerando o dia completo. Para isso são consideradas, em vez das propostas simples, as propostas complexas que reúnem o preço, a quantidade de energia mas também informações sobre os mínimos técnicos de produção, custos de arranque e paragem e variações máximas de produção entre horas adjacentes.

Um dos objectivos desta tarefa consiste na simulação da pool do mercado diário ibérico. A Figura 2.1 apresenta uma representação gráfica do funcionamento da pool do mercado diário na primeira hora de negociação do dia 01/12/2010.




Figura 2.1- Pool para a primeira hora de negociação do dia 01/12/2010.

As curvas iniciais de compra e de venda de energia elétrica representam o conjunto de ofertas ordenadas antes de serem verificadas as condições de complexidade, ou seja, admitindo o total desacoplamento do problema de otimização diário em problemas horários independentes. A interseção dessas curvas corresponde ao preço horário inicial e à quantidade de energia despachada inicial para a hora em análise. Depois de serem consideradas as condições de complexidade são criadas as curvas de oferta finais, em que já não se encontram presentes algumas ofertas existentes nas curvas iniciais por não serem cumpridas algumas condições inerentes ao problema diário de otimização. A interseção destas novas curvas permite obter o preço final horário bem como a quantidade de energia comercializada. Admitindo que as linhas de interligação entre os dois países não se encontram congestionadas na hora em análise, os preços em Portugal e em Espanha são iguais. Existindo congestionamentos nessas linhas, é activado o mecanismo de Market Splitting originando preços distintos nos dois países (mais elevados no país importador de energia eléctrica na hora em análise). Quando se iniciou o funcionamento do pool comum, verificou-se a existência de uma elevada percentagem de horas em que os preços eram distintos. Em períodos mais recentes esta situação tem vindo a esbater-se, existindo horas em que o preço é mais elevado em Portugal e outras em que é mais elevado em Espanha.

2.2 Detalhes da ferramenta

Uma das ferramentas desenvolvidas para avaliar o impacto da participação dos VE’s no mercado diário foi criada em ambiente Matlab© e permite simular a dinâmica do mercado diário nas condições em que este actualmente funciona.

O sítio do OMEL [2] disponibiliza ficheiros que contêm uma grande quantidade de informação sobre os agentes que participam nas sessões do mercado diário e sobre as suas ofertas de compra e de venda para cada hora. Estes ficheiros são difíceis de tratar de uma forma automática porque não têm formatos uniformes e estão agrupados por dia de negociação. A ferramenta desenvolvida em Matlab© permite realizar o tratamento da informação disponível nestes ficheiros, tratando e filtrando a informação necessária para




cada hora de negociação. Esta aplicação foi construída com a preocupação de ser versátil e adaptável a várias situações e é constituída por três principais grupos de funções que serão referidos em seguida.

Em geral, os resultados obtidos utilizando as funções da ferramenta criada em Matlab© constituem as entradas e as saídas das redes neuronais usadas posteriormente.

2.2.1 Recolha de dados

Uma das funções deste grupo (Importar_pool.m) extrai a informação detalhada, tratável apenas como texto, de ficheiros que agrupam a informação das ofertas de compra e venda por dia de negociação. A informação é transformada em formatos mais tratáveis, nomeadamente formatos para os quais é possível realizar cálculos utilizando qualquer ferramenta de cálculo. Posteriormente esta informação é filtrada e separada de acordo com os campos a que pertence e de acordo com os períodos a que dizem respeito. A função principal deste grupo de funções (Market_clearing_price.m) utiliza a informação previamente tratada das ofertas de compra e de venda, constrói as curvas agregadas das ofertas de compra (ordenada por ordem decrescente do seu preço) e de venda (ordenadas por ordem crescente do seu preço) e obtém a sua intersecção que corresponde ao preço de mercado e à quantidade de energia negociada.

2.2.1.1 Indicadores estatísticos da simulação de mercados diários

Uma das funções incluídas neste grupo fornece indicações sobre a forma das curvas de oferta calculando o preço médio oferecido nas propostas em intervalos de energia negociada (tipicamente intervalos de 2000 MW.h) e a quantidade média oferecida em intervalos de preços (tipicamente intervalos de 5 Euros/MW.h). Para além desta, existem igualmente funções que recorrem a outro tipo de ficheiros, que não os disponibilizados no sítio do Operador de Mercado Ibérico, OMEL, para extrair informação útil. Neste caso, são usados ficheiros com históricos de consumo médio por hora em Portugal e em Espanha retirados do sítio do European Network of Transmission System Operators for electricity (ENTSO-E) e valores de preços de mercado e de quantidades negociadas previamente obtidos. A partir destes dados são calculadas médias móveis semanais, derivadas e segundas derivadas de cada conjunto de variáveis.




2.2.2 Outras funcionalidades criadas

Para além de determinar a quantidade negociada, Market Clearing Quantity, e o preço de mercado, Market Clearing Price, antes e depois de serem consideradas as condições de complexidade, a ferramenta inclui igualmente outras funcionalidades que foram criadas e que estão a ser utilizadas, nomeadamente:

• Listagem das características das ofertas de venda que são propostas na fase inicial e que devido às condições de complexidade, não estão presentes nas ofertas finais, nomeadamente o preço, quantidade de energia e tecnologia usada por cada unidade de produção não utilizada (Ofertas_out.m);

• Capacidade de reconstruir as curvas de oferta de compra e de venda através de pontos de referência que, de alguma maneira, caracterizam o formato habitual dessas curvas (Constr_curvas.m);

• Cálculo de um índice de desempenho, KPI, que compara a diferença das bandas superior e inferior da curva diária de preços nos casos real e estimado (Calculo_erros.m).

2.3 Modelos de avaliação de impacto no mercado diário

Os resultados obtidos pela ferramenta desenvolvida relativos aos anos 2008 a 2010 foram posteriormente testados em dois modelos de estimação de preços. Ambos os modelos usaram como técnica de estimação as redes neuronais devido à sua capacidade de generalização, de adaptação e de correlação de variáveis. Para além das que já foram referidas, foram consideradas variáveis adicionais de modo a ser possível utilizar informação mais completa sobre a dinâmica do problema. Entre elas estão os preços de combustíveis, preços de emissões de CO2 e valores médios mensais de precipitação. É importante referir que no tratamento dos dois modelos que se apresentam foram devidamente diferenciados os casos em que os mercados atuaram juntos e os casos em que tal não ocorreu.

2.3.1 Redes neuronais artificiais

2.3.1.1 Conceitos gerais

As redes neuronais artificiais desenvolveram-se baseando-se na analogia de sistemas neuronais biológicos e são compostas por um número de elementos de processamento interconetados chamados de neurónios ou nós. Cada nó recebe um sinal de entrada de outros nós, processa a informação localmente através de uma função de ativação ou função de transferência e produz um sinal de saída transformado para outros nós ou para o nó externo de saída. Apesar de cada neurónio individual implementar a sua função de forma lenta e imperfeita, a rede coletivamente pode desempenhar um elevado número de tarefas de forma muito eficiente [3]. Esta capacidade de processar informação faz das RNA’s uma ferramenta computacional poderosa e capaz de aprender a partir de exemplos existentes e generalizar para exemplos nunca vistos.




Existem vários tipos de RNA’s, mas as mais utilizadas são as MLP(multi-layer perceptrons) especialmente em modelos de previsão devido à sua capacidade de mapear arbitrariamente as entradas e saídas.

Uma MLP é tipicamente composta por várias camadas (unidades) de nós. A primeira é uma camada de entrada onde a informação externa é recebida. A última camada é uma camada de saída onde a solução do problema é obtida. A camada de entrada e a camada de saída estão separadas por uma ou mais camadas intermédias chamadas de camadas (unidades) ocultas. Os nós de camadas adjacentes estão normalmente completamente conetados por ligações (sinapses) desde a primeira até à última camada.

A Figura 2.2 ilustra a arquitetura de uma rede neuronal típica.

Figura 2.2 - Exemplo de arquitetura de uma rede neuronal

2.3.1.2 Algoritmo de treino utilizado

Neste trabalho as RNA’s usadas são do tipo MLP’s sem realimentação(feedforward). Existem diversos algoritmos de treino para adaptação dos pesos associados às sinapses, entre os quais o Backpropagation Algorithm. Durante a fase de treino (aprendizagem) são apresentados exemplos entrada/saída à RNA e, com base na informação do erro na saída, os pesos são alterados de modo a diminuir o erro.

Neste trabalho as RNA’s foram treinadas com um algoritmo adaptativo de retro propagação [4]. Este algoritmo foi desenvolvido a partir do modelo de retropropagação clássico [5-6], mas em vez de usar uma única taxa de aprendizagem (learning rate) fixa para todos os pesos, usa distintas taxas para cada peso. Cada uma das taxas de aprendizagem é incrementada ou decrementada dependendo da superfície do erro numa determinada direção do peso podendo ser monótono ou não. Desta forma, a taxa de aprendizagem deve aumentar milhares de vezes para alguns pesos e diminui até ser zero (insignificante) para outros pesos. O tempo de treino imposto pelo APA é geralmente menor que treinos de outros algoritmos. O critério de paragem foi baseado no princípio de validação cruzada (cross validation principle), de forma a combater a sobre-adaptação (overfitting).

2.3.1.3 Definição da arquitetura utilizada

Neste estudo, a procura por uma arquitetura adequada da RNA foi baseada em experiências de tentativa-erro tendo em conta que:




1. A função a mapear não é simples, o que significa que a arquitetura da RNA deve ter potencial suficiente para representar as relações complexas entre entradas e saídas;

2. A comparação entre erros de treino e de teste fornece indicações acerca da competência da complexidade da arquitetura da RNA. Erros elevados em ambos os conjuntos de dados sugerem uma capacidade de mapear dados deficiente. Nesse caso, deve ser aumentado o número de unidades ocultas. Quando o erro de teste é consideravelmente elevado em relação ao erro de treino, significa que a RNA capturou as idiossincrasias dos dados de treino e não está preparada para ser generalizada para os conjuntos de dados de teste. Como se usa um conjunto de validação para o critério de paragem, isto é causado provavelmente pela excessiva capacidade da RNA. Neste caso, o número de unidades ocultas deve ser reduzido.

A aplicação destas ideias levou à criação das seguintes arquiteturas da RNA em que o número de unidades é colocado pela seguinte ordem (nº de unidades de entrada- nº de unidades ocultas-nº de unidades de saída):

• Estimação do preço final Ibérico quando os mercados atuam juntos: 30-10-5-1;

• Estimação dos preços Português e Espanhol finais quando os mercados atuam separados: 30-10-5-2;

• Estimação de valores de percentagem de produção por tecnologia considerando como entradas dados associados às ofertas de venda: 24-14-7;

• Estimação dos pontos de referência das curvas de oferta de compra e de ofertas de venda: 23-17-39;

• Estimação da diferença entre o preço inicial e o preço final de mercado: 30-10-8-2.

Nesta rede neuronal são usadas duas entradas por cada variável cíclica (dia da semana, mês, hora). Por exemplo para o dia da semana (período =7) é vantajoso utilizar este método em termos de treino, de forma a passar a informação para a RNA. Isto pode ser alcançado definindo duas entradas baseadas em funções seno e co-seno como indicado nas expressões (2.1) e (2.2).

(2.1)

(2.2)

Nas expressões (2.1) e (2.2) dds representa o dia da semana (1=Domingo; 2=segunda;…; 7=sábado). Desta forma, o dia da semana é interpretado como uma medida periódica, em que cada tipo de dia é univocamente especificado.

2.3.2 Modelo de estimação directa do preço final

O primeiro modelo consiste em estimar directamente o preço final usando uma rede neuronal. As entradas desta rede não consideram informações sobre as curvas de oferta nem sobre os preços e as quantidades de energia iniciais. Fazem parte das entradas dados referentes à data, potências instaladas, preços dos




combustíveis, dados estatísticos sobre a evolução do consumo e valores de precipitação mensal. A Figura 2.3 resume as características do modelo utilizado.

Figura 2.3 - Entradas e saídas da rede neuronal usado no primeiro modelo.

2.3.3 Modelo de estimação indirecta do preço final

O segundo modelo desenvolvido inclui três fases. A primeira dessas fases consiste na construção das curvas de oferta de compra e de venda, usando pontos de referência que são obtidos através de uma rede neuronal. Esta rede neuronal utiliza como informações de entrada as potências instaladas dos vários tipos de tecnologia, valores de consumo, preços de combustíveis, preços das emissões de CO2 e valores médios de precipitação mensal. A Figura 2.4 reúne a lista de entradas e saídas da rede neuronal criada para a primeira fase. A segunda fase consiste em simular o mercado com as curvas de oferta previamente construídas e identificar a interseção das mesmas tal como se encontra ilustrado na Figura 2.1.

Figura 2.4 - Entradas e saídas da rede neuronal usada na primeira fase

Na terceira fase, foi estimado o desvio entre a interseção das curvas de oferta de compra e de venda iniciais e finais em termos de preço e quantidade, utilizando uma rede neuronal. As entradas desta rede




neuronal são o preço e a quantidade negociada iniciais do mercado, derivadas, segundas derivadas e médias móveis dos preços iniciais, quantidades de energia iniciais e consumos. A Figura 2.5 ilustra as entradas e saídas utilizadas nesta rede neuronal. Desta forma, é determinado o preço final para cada hora conjugando o facto de ser simulada a dinâmica do mercado.

Figura 2.5 - Entradas e saídas da rede neuronal usada na segunda fase.

2.4 Índice de desempenho (Kpi)

A necessidade de avaliação das pequenas variações que ocorrem nos valores diários em análise foi a razão para a criação deste índice de desempenho. Pretende-se assim comparar a diferença entre uma banda máxima e uma banda mínima estabelecidas tendo em conta a evolução da variável (normalmente o preço).

2.4.1 Formulação

Ordenados os valores diários de forma crescente de V1 a Vf, calculam-se os valores diários que definem as bandas inferior e superior como mostram as expressões (2.3) e (2.4). As diferenças entre bandas em cada período horário j é dado por (2.5). O índice de desempenho, KPI, calcula a média diária do desvio da diferença de bandas dos valores reais em relação aos valores estimados durante o número de dias ND como

apresentado em (2.6) onde corresponde à diferença entre bandas dos dados reais e corresponde à mesma diferença nos dados estimados.

(2.3)

(2.4)

(2.5)




(2.6)

Os resultados da simulação serão de melhor qualidade quanto menor for o índice apresentado. Como há uma evolução gradual dos dados do sistema eletroprodutor e do consumo, assim como outras questões relevantes, é natural que os valores deste índice dependam dos dados usados para o treino e para o teste das redes neuronais. A título de exemplo, a Tabela 2.1 reúne alguns resultados obtidos para este índice quando se variam os dados utilizados para treino e teste da rede neuronal.

Tabela 2.1 – Resultados obtidos para o índice KPI

Período dos dados de treino

Período dos dados de teste

KPI

2008 2009 27,7035

2008 2010 12,2195

2009 2010 5,9135

Os resultados apresentados na Tabela 2.1 são obtidos após serem realizadas as simulações para a estimação direta do preço final, usando todas as entradas e saídas das horas de negociação em que não ocorreu separação do mercado ibérico, ou seja, horas em que os preços em Portugal e Espanha foram iguais.

2.5 Resultados ilustrativos

A Figura 2.6 reúne alguns resultados ilustrativos obtidos utilizando o modelo de estimativa directa do preço final anteriomente apresentado.

Figura 2.6 - Estimativa directa do preço final de mercado.




Nesta figura, podem-se observar duas curvas. Uma delas carateriza a evolução do preço final realmente verificado no mercado ibérico e a outra carateriza a estimativa obtida para esse mesmo período. De forma a apresentar um período de tempo em que as horas de negociação são consecutivas, ou seja em todas as horas desse período os preços em Portugal e Espanha são iguais, foi escolhido o período entre as 14 horas do dia 7 de Janeiro de 2010 e as 14 horas do dia 8 de Janeiro do mesmo ano para ilustração.

A Figura 2.7 agrupa os resultados da estimativa indireta do preço final. O período escolhido é o mesmo utilizado na estimativa direta. De lembrar que estes resultados foram obtidos após realizadas três fases distintas do modelo de estimativa indirecta do preço. Assim na Figura 2.7 para além das curvas referentes ao preço estimado e ao preço real são ainda apresentadas as curvas referentes ao preço inicial estimado, e preço inicial real para se perceber a evolução dos resultados deste modelo.

Figura 2.7 – Estimativa indirecta do preço final de mercado.

A obtenção das curvas de oferta de compra e ofertas de venda da forma descrita na primeira fase do modelo de estimativa indireta do preço final, permite depois obter os preços iniciais através do ponto de interseção dessas curvas. Por outro lado, a terceira fase do mesmo modelo permite estimar o desvio entre os preços inicial e final e a partir daí obter o preço final ibérico.

2.6 Integração dos veículos elétricos

A integração dos veículos elétricos no funcionamento da pool do mercado ibérico de eletricidade terá como consequência a alteração das curvas de oferta de compra e venda. As novas propostas associadas ao carregamento dos veículos elétricos irão alterar a curva das ofertas de compra e, consequentemente, o ponto associado à intersecção das curvas (preço e quantidade de mercado), embora também se prevejam modificações na curva de oferta de venda devido a alterações no parque eletroprodutor português. Assim,




toda a estrutura até aqui apresentada de estimativa das variações dos preços do mercado diário no primeiro modelo poderá ser utilizada para obter o impacto da integração dos VE’s nos horizontes de 2015, 2020 e 2030 considerando cenários de produção, potência instalada, consumo e de integração dos VE. Deve notar-se que neste estudo não se admitiu a ocorrência de quaisquer alterações estruturais no funcionamento do mercado associadas, por exemplo, a alterações legais ou de modelo de funcionamento do mercado.




3 IMPACTO DOS VEÍCULOS ELÉTRICOS NOS PREÇOS DAS RESERVAS SECUNDÁRIA E TERCIÁRIA

Neste capítulo começa-se por apresentar alguns conceitos e definições gerais sobre serviços de sistema, em especial em relação às reservas secundária e terciária. Detalha-se a prática adotada pela UCTE/ENTSOE e depois descreve-se o caso português, de uma forma mais detalhada. No final do capítulo apresentam-se as ideias e ferramentas usadas para abordar o impacto dos VE’s sobre as reservas bem como alguns resultados ilustrativos.

3.1 Algumas definições relativas a serviços de sistema

A literatura da especialidade evidencia que o grau de harmonização relativo à definição de Serviços Auxiliares (Ancillary Services em língua Inglesa) é reduzido, bem como no que se refere aos serviços ou produtos que se incluem nesta categoria. A este respeito, a referência [7] define Serviços Auxiliares como “the set of products separated from the energy production, which are related to security and the reliability of a power system” e organiza os Serviços Auxiliares em três grupos – serviços relativos a energia ativa destinados a assegurar o equilíbrio entre produção e carga, potência reativa / controlo de tensão e black start.

A referência [8] contém a definição da Federal Electricity Regulatory Commission, FERC, indicando que os Serviços Auxiliares são “those services necessary to support the transmission of electric power from seller to purchaser given the obligations of control areas and transmitting utilities within those control areas to maintain reliable operations of the interconnected power system”. Nos EUA, a lista de serviços auxiliares não se encontra harmonizada e inclui reservas de regulação sincronizada, não sincronizada, reserva de operação, suporte de tensão, black start, compensação de perdas, e atividades de scheduling e de despacho. Estes serviços podem ser fornecidos por geradores, equipamento de rede e por consumidores qualificados que, por exemplo, aceitem reduzir a sua carga mediante algum tipo de contrapartidas. Para além da definição e do tipo de serviços considerado, há ainda diferenças relativas à sua natureza técnica, ao seu carácter obrigatório ou voluntário e à adoção ou não de algum esquema remuneratório.

Os serviços relativos às reservas de potência ativa são tipicamente divididos de acordo com o tempo ao fim do qual se encontram disponíveis, dando origem a reservas primárias ou controlo de carga-frequência, reservas secundárias associadas ao sistema de Automatic Generation Control, AGC, e reservas terciárias. A referência [9] defende que os serviços auxiliares devem ser contratados no âmbito de mercados competitivos, nomeadamente os serviços que, de algum modo, se podem considerar como complementares em relação aos mercados de energia ativa, tal como são as reservas secundária e terciária. O desenvolvimento de mercados multi produto (multi commodity markets em língua Inglesa) podem, por exemplo, incluir o fornecimento de energia ativa, e de alguns serviços auxiliares tal como se descreve nas referências [10-13] considerando reserva girante e reserva não girante e reservas de regulação a subir e a descer.

O controlo de tensão / potência reativa pretende manter o módulo das tensões nos nós da rede dentro de bandas admissíveis que se encontram especificados nos documentos que regulamentam a exploração dos sistemas de transmissão. O controlo de tensão / potência reativa corresponde tipicamente a um serviço que deverá ser fornecido de forma distribuída do ponto de vista geográfico. Usualmente, é um serviço com carácter obrigatório e não remunerado devido à natureza crucial que assume na operação dos sistemas




elétricos bem como devido à dificuldade em atribuir um custo à energia reativa. Estes aspetos são abordados nas referências [14-18] nomeadamente em termos da obtenção de preços nodais ou zonais para a energia reativa bem como a localização de FACTS para fornecer este serviço.

O black start é fornecido por máquinas que têm a capacidade de ser energizadas sem estarem ligadas ao sistema elétrico. Após um black out significativo, o sistema elétrico deverá começar a ser re-energizado começando por essas máquinas e continuando de forma progressiva até todo os sistema se encontrar de novo interligado.

3.2 A prática adotada pela UCTE/ENTSO-E

A UCTE definiu originalmente diversos critérios relativos aos serviços de reservas, nomeadamente associados às reservas primária, secundária e terciária, tal como se encontra ilustrado na Figura 3.1. Nesta Figura encontra-se representada a linha de tempo de modo a indicar a sequência de ativação dos diversos tipos de reservas após ocorrer um incidente que tenha originado um desvio de frequência. As reservas primárias são ativadas no espaço de alguns segundos após o incidente e são tipicamente insuficientes para trazer a frequência de volta para o valor nominal. As reservas secundárias são ativadas em seguida pelo AGC, após alguns minutos depois da ocorrência do incidente e pretende-se fazer retornar a frequência para o valor nominal e manter os trânsitos de potência em linhas de interligação ou outras com grande relevância nos valores previstos. Finalmente, as reservas terciárias pretende substituir e complementar as reservas secundárias. A ativação destas reservas pode ainda exigir alterar o ponto de funcionamento de alguns geradores que já se encontrem em operação.

Figura 3.1 - Activação das reservas após uma perturbação (fonte [19]).

De acordo com a referência [19], após um incidente, o controlo primário é ativado pelos reguladores de velocidade dos geradores antes do desvio de frequência exceder 20 mHz em relação ao valor nominal. O valor máximo admissível do desvio de frequência corresponde a 200 mHz na ausência de qualquer mecanismo de regulação automática da carga. Este desvio deverá originar a ativação da totalidade das reservas primárias existentes no sistema. De acordo com referência [19], a reserva primária total prevista na área da UCTE é de 3.000 MW definida como o desvio de potência associado a um incidente de referência. Esta potência de reserva é, em seguida, alocada pelas diversas áreas de controlo envolvidas utilizando (3.1).

Na expressão (3.1) i,primP , iE , totalE e total,primP representam a potência de reserva primária atribuída

à área i, a energia total produzida na área i, e a energia total produzida no conjunto das áreas de controlo envolvidas e, finalmente, a potência associada ao incidente de referência.

total,primtotal

ii,prim P.

E

EP = (3.1)




As reservas secundárias são ativadas pelo AGC de cada área de controlo. Este sistema envia automaticamente informação sobre novos pontos de operação dos geradores participantes, de acordo com o seu nível de contribuição para trazer a frequência de volta para o valor nominal de 50 Hz e para alterar o valor do trânsito de potência nas linhas principais do sistema para os valores previstos. De acordo com as recomendações da UCTE (atualmente ENTSO-E) [19], o valor da potência de reserva secundária é definido

pela expressão (3.2). Nesta expressão, isec,P e imax,L representam a potência de reserva secundária e o

valor de pico da potência de carga na área i. Os coeficientes a e b são fixados empiricamente em 10 MW e em 150 MW. Considerando o valor da potência activa de ponta ocorrida na totalidade da área da UCTE em 2008, o valor total da reserva secundária a contratar seria de cerca de 5.700 MW.

bbL.aP 2imax,isec, −+= (3.2)

Finalmente, o valor da reserva de potência terciária em cada área de controlo deverá cobrir a mais elevada perda de potência esperada no sistema e deverá encontrar-se disponível num período que varia de país para país mas que, com frequência, se encontra fixado em minutos.

3.3 Os serviços de sistema nas regulamentações Portuguesa e Espanhola

Após a criação do MIBEL, cada um dos dois países envolvidos manteve a sua área de controlo. Cada uma destas áreas encontra-se subdividida em diversas áreas de balanço para monitorizar os valores produzidos pelos geradores em relação aos valores previstos ou determinados em mercados ou associados a contratos bilaterais. Os serviços auxiliares são geridos pelos dois TSO, REN e REE, em termos dos níveis requeridos e da sua contratação e os códigos de exploração dos sistemas dos dois países especificam os serviços auxiliares considerados, tal como se descreve nos parágrafos seguintes [22-23].

3.3.1 Solução de restrições técnicas

Uma restrição técnica é definida como qualquer limitação devida à situação de exploração da rede ou do sistema, e que impede que a energia elétrica seja fornecida aos consumidores de acordo com os critérios de segurança e de fiabilidade especificados para a exploração do sistema no documento [20]. Para além de restrições de rede, o código [20] indica igualmente que podem surgir restrições ativas devido a insuficiência de reservas primária ou secundária, capacidade insuficiente para controlar a tensão em algum nó da rede, ou capacidade insuficiente para restaurar o fornecimento de energia elétrica. Para cada destas situações, o documento [20] define o procedimento correspondente a adotar. Por exemplo, em relação a situações de congestionamento em linhas de interligação entre Portugal e Espanha, as regras de funcionamento do MIBEL determinam a utilização do mecanismo de market splitting dando origem a diferentes preços de mercado em Portugal e em Espanha. Se ocorrerem situações de congestionamento internas aos sistemas elétricos de Portugal ou de Espanha, cada TSO deverá aceitar ofertas a submeter tipicamente até às 11.00 de cada dia apresentadas por geradores que aceitem alterar os valores de produção que possam ter sido inicialmente atribuídos. Utilizando estas propostas de incremento ou de decremento, cada TSO identifica a estratégia mais adequada para verificar as diversas restrições técnicas que se encontrem ativas de modo a atingir o custo mínimo de redespacho e de modo a preservar a fiabilidade e a segurança de exploração do sistema.




3.3.2 Reserva primária

O controlo primário é fornecido pelos geradores equipados com reguladores de velocidade adequados que tenham a capacidade de reagir a variações de frequência de pelo menos mais de 10 mHz. A potência associada a reserva primária que deverá existir em Portugal e em Espanha é dada por (3.1) em relação ao desvio de potência associado ao incidente de referência da UCTE/ENTSO-E, isto é, 3.000 MW. Como resultado da aplicação desta expressão, a reserva primária correspondeu em Portugal a cerca de 51 MW e em Espanha a cerca de 318 MW.

A referência [20] indica que é admitida uma banda de variação de frequência de, no máximo, 10 mHz e que o valor total da potência de reserva primária deverá ser ativada na sua totalidade para desvios de frequência maiores do que 200 mHz. Em Portugal, a ativação da reserva primária é realizada no máximo ao fim de 15 segundos para perturbações que originem desvios de frequência inferiores a 100 mHz e aumenta de forma linear de 15 a 30 segundos para desvios de frequência entre 100 e 200 mHz. Em ambos os países, este é um serviço obrigatório e não remunerado fornecido pelos geradores que deverão fornecer uma banda de regulação primária de, pelo menos, 5% da sua potência produzida.

3.3.3 Reserva secundária

A potência total associada a reserva secundária em Portugal e em Espanha é dada pela expressão (3.2). Considerando a potência de ponta ocorrida em 2008, a reserva secundária foi de 185 MW em Portugal e de 522 MW em Espanha. Estas potências são contratadas separadamente em cada país por ativação de mercados específicos. Em Portugal, o TSO comunica até as 13.00 do dia anterior o requisito de reserva secundária e os geradores enviam propostas de venda incluindo reservas de regulação secundária a subir e a descer (MW) e o preço da banda de regulação secundária (€/MW). O TSO contrata a potência de reserva secundária ordenando as propostas submetidas por ordem crescente dos seus preços e o preço de reserva secundária corresponde ao preço da última proposta aceite. A energia utilizada dentro desta banda no caso de ocorrer uma perturbação é denominada de energia de regulação secundária e é paga de acordo com o preço da energia de regulação terciária obtido para a hora correspondente no mercado de reserva de regulação terciária respetivo.

As reservas secundárias são ativadas pelo AGC de cada área de controlo. De acordo com a referência [20], em Portugal o controlo secundário é ativado em não mais do que 30 segundos e a sua entrada em operação deverá estar completada em não mais do que 15 minutos. O controlo secundário pode ser complementado por reservas terciárias rápidas, no caso da reserva secundária ser insuficiente para a cobrir a perda da unidade de produção com capacidade mais elevada.

3.3.4 Reserva terciária

O controlo terciário suplementa e substitui a reserva secundária e é contratada de acordo com a perda de capacidade de produção mais elevada que o sistema poderá ter de suportar. No MIBEL, a reserva terciária é contratada em mercados específicos com âmbito nacional. Para cada hora do próximo dia, cada TSO determina o valor necessário da reserva terciária correspondente a capacidade de produção mais elevada que poderá sair de serviço devido a uma contingência simples aumentada de 2% da carga prevista para esse período.

Após encerrar o Mercado da reserva secundária, cada TSO ativa um Mercado para contratação de potência de reserva secundária, tipicamente das 18.00 às 21.00. As propostas de potência de reserva terciária deverão ser apresentadas por geradores com capacidade para fornecer potência no máximo após




15 minutos depois do incidente desde que consigam manter o fornecimento desse serviço durante, pelo menos, duas horas consecutivas. Estas propostas incluem reservas para subir e para descer em MW, interpretadas como os valores mais elevados de variações para subir e para descer a produção de um gerador no máximo ao fim de 15 minutos juntamente com o preço da energia correspondente em €/MWh. A energia utilizada é valorizada ao preço marginal da última proposta aceite para regulação a subir e a descer.

3.3.5 Controlo de tensão

Em Portugal, o controlo de tensão corresponde a um serviço obrigatório não remunerado fornecido por equipamentos instalados ao longo da rede, incluindo geradores, e equipamentos instalados nas redes de transporte de de distribuição. O TSO deverão explorar os sistemas verificando os limites de tensão nos nós da rede especificados em [20], para a operação em condições normais, para todas as contingências N-1 bem como para um conjunto de contingências envolvendo linhas duplas e a saída de serviço sequencial do gerador com capacidade mais elevada de uma área de balanço e de uma linha da mesma área. O TSO deverá monitorizar em tempo real o valor das tensões nos nós da rede e operar os equipamentos disponíveis (bancos de capacidades, transformadores com tomadas e geradores) de modo a manter o valor das tensões nodais dentro das gamas especificadas.

De acordo com [7], em Espanha o controlo de tensão inclui um termo obrigatório e não remunerado juntamente com um termo pago de acordo com a avaliação do seu comportamento. O termo obrigatório é utilizado dada a relevância do controlo de tensão para a manutenção da segurança e da fiabilidade do sistema. O TSO Espanhol define o valor de potência reativa obrigatória bem como o montante que poderá ser oferecido ao TSO. Se for aceite pelo TSO, é pago a um preço fixo. De qualquer forma, diversas informações sugerem que até agora o TSO Espanhol, REE, não tem utilizado o mecanismo de mercado contemplado na regulamentação Espanhola o que significa que o controlo de tensão é realizado utilizando o termo obrigatório não remunerado.

3.3.6 Black start

O serviço de Black start é não remunerado quer em Portugal quer em Espanha. Ambos os TSO’s definem planos a ser seguidos em caso de ocorrerem contingências bem como planos de reposição de serviço no caso de ocorrerem black out’s. Tal como se encontra detalhado em [21], o objetivo principal dos planos de reposição de serviço consiste em repor o fornecimento de energia elétrica de uma forma ordenada, segura e o mais rapidamente possível. Estes planos são preparados em colaboração entre os dois TSO’s de modo a reenergizar o sistema ibérico tão depressa quanto possível.

3.4 Informação disponível no site web do TSO Português

Em relação ao Mercado de Eletricidade Português, o site [21] contém informação importante relativamente ao funcionamento do mercado. Esta informação inclui dados sobre as propostas submetidas aos diversos mercados e os resultados desses leilões.

Em relação às propostas submetidas às diversas plataformas de Mercado, a referida página web contém informação sobre:




- Propostas submetidas para a Solução de Restrições Técnicas, incluindo a identificação de cada agente de Mercado, a variação oferecida para a potência a subir e a descer e os preços correspondentes para cada hora do próximo dia;

- Propostas submetidas por cada agente produtor para Reserva de Banda Secundária. Estas propostas incluem a potência oferecida para reserva secundária (em MW) e o preço correspondente (em €/MW) para cada hora do próximo dia. A potência de reserva secundária oferecida é interpretada como banda de reserva secundária oferecida por cada agente e é, em seguida, dividida em dois termos pelo TSO – 2/3 desta potência é interpretada como associada a reserva para subir e 1/3 é interpretado como reserva secundária a descer. Isto significa que cada proposta de reserva secundária inclui um par de valores em termos de MW’s e de €/MW. Por outro lado, significa igualmente que se um agente produtor pretender apresentar uma proposta para reserva de banda secundária, não poderá apresentar uma proposta no mercado diário para sua capacidade total de produção. Com efeito, terá de deixar alguma capacidade de produção livre entre a sua proposta ao mercado diário e a sua capacidade nominal de modo a ser-lhe possível apresentar uma proposta no mercado de reserva de banda secundária;

- Propostas submetidas por cada agente produtor no mercado de Reserva Terciária, denominando de Reserva de Regulação pela REN. Para cada hora do dia seguinte, cada uma destas propostas inclui os valores disponíveis de energia de regulação a subir e a descer e os preços correspondentes a ser pagos pelo TSO, se tal for necessário. Isto significa que cada agente de mercado submete para cada hora dois pares de valores (potência, preço da energia utilizada), um deles para regulação a subir e outro para regulação a descer.

Em relação aos resultados dos diversos mercados considerados no MIBEL, a página web referida inclui:

- Os resultados do Mercado diário, relativamente quer a energias e preços para cada hora do dia seguinte nas áreas de controlo referentes a Portugal e a Espanha. É importante recordar que estes preços serão iguais se não ocorrerem situações de congestionamento nas linhas de interligação entre os dois países;

- Os resultados dos mercados intradiários, de novo no que se refere à energia transacionada e ao preço de Mercado em cada uma das sessões desses mercados;

- A capacidade de banda de regulação secundária requerida, definida pela potência de regulação secundária a subir e a descer determinadas pelo TSO para cada hora do próximo dia;

- As potências de reservas de regulação secundária a subir e a descer contratadas e o preço respetivo. Este preço é obtido ordenando as propostas de reserva de regulação secundária pela ordem crescente do seu preço. Esta curva agregada das ofertas de banda de regulação secundária é, em seguida, intersetada com a linha vertical representando o requisito de reserva de regulação secundária definido pelo TSO para a hora em análise;

- A energia de regulação secundária utilizada em cada hora do dia em análise. Um valor positivo desta energia é interpretado como energia de regulação secundária injetada, isto é, energia injetada no sistema pelos agentes de mercado cujas propostas de reserva de regulação secundária foram aceites. Se forem negativos, estes valores são considerados como reserva de regulação secundária a descer, isto é, estes valores são considerados como associados a reduções de potência produzida implementados por cada agente de Mercado em relação ao valor aprovado no mercado diário para a hora correspondente;

- A energia de regulação terciária utilizada em cada hora do dia em análise. Tal como para a energia de regulação secundária, a energia de regulação terciária pode ser igualmente positiva ou




negativa, representando incrementos ou reduções dos valores originalmente aprovados no mercado diário;

- finalmente, a página web referida inclui ainda o Preço de Mercado obtido para a energia de regulação terciária a subir e a descer. Recorda-se que a energia de regulação secundária disponibilizada por um agente produtor dentro da banda de regulação secundária que lhe tiver sido contratada é paga ao preço da energia de regulação terciária a subir ou a descer obtido para a mesma hora desse dia.

3.5 Mercados das Reservas secundária e terciária – Ilustração do seu funcionamento

3.5.1 Dados disponíveis

Em primeiro lugar, é importante referir que a informação enumerada na secção anterior não se encontra disponível para todos os períodos de negociação. Aparentemente, há um intervalo de tempo de cerca de 6 meses após o qual são disponibilizados dados sobre as propostas apresentadas a alguns destes mercados e elementos relativos aos resultados desses leilões. Assim, no dia 3 de Outubro de 2011, encontrava-se disponível a seguinte informação:

- Energia e preços para cada período de negociação relativos ao mercado diário e aos mercados intradiários obtidos até ao dia 2 de Outubro de 2011;

- Propostas de banda de reserva de regulação secundária (MW e €/MW) até 31 de Julho de 2011;

- Propostas de reserva de regulação terciária (MW e €/MWh) até 31 de Março de 2011;

- Banda de reserva de regulação secundária (MW) até 31 de Agosto de 2011;

- Requisitos de reserva de regulação secundária a subir e a descer (MW e €/MW) e valores contratados. Para cada hora, a adição dos valores contratados de reserva a subir e a descer corresponde à banda de reserva de regulação secundária mencionada no ponto anterior. Este valores requeridos e valores contratados encontravam-se publicados até ao dia 2 de Outubro de 2011;

- Energia de regulação secundária utilizada em cada área de balanço em MW, publicada até ao dia 31 de Julho de 2011;

- Energia de regulação terciária utilizada por área de balanço, em MW, publicada até ao dia 31 de Julho de 2011;

- Energia de regulação secundária e terciária a subir e a descer para cada hora do dia em análise, e os preços correspondentes para a energia a subir e a descer, publicados até ao dia 28 de Setembro de 2011.

Tendo em conta a diversidade das datas até às quais se encontram publicados estes diferentes elementos, nas próximas secções será ilustrado o funcionamento dos mercados de reserva de regulação secundária e terciária em Portugal utilizando os dados mais recentes que se encontram disponíveis para todos os elementos em causa. Esta data corresponde ao dia 31 de Março de 2011.




3.5.2 Mercado para a banda de regulação secundária

Em primeiro lugar, as Tabelas 3.1, 3.2 e 3.3 apresentam os dados relativos às propostas de banda de regulação secundária para as horas 1, 2 e 24 do dia 31 de Março de 2011. Por outro lado, a Tabela 3.4 apresenta os requisitos de banda de reserva de regulação secundária definidos pelo TSO e as quantidades por ele contratadas e os preços respetivos para cada hora dia 31 de Março de 2011.

Tabela 3.1 - Propostas de banda de reserva de regulação secundária para a hora 1

do dia 31 de Março de 2011

HORA 1

U.Física Subir Descer Preço

LARES2 30,0 15,0 22,05

LARES1 30,0 15,0 22,06

ALQUE 20,0 10,0 22,07

LARES2 30,0 15,0 22,08

LARES2 30,0 15,0 22,09

ALQUE 20,0 10,0 22,16

LARES1 30,0 15,0 22,17

LARES1 30,0 15,0 22,18

ALQUE 20,0 10,0 22,19

CBODE 25,0 12,5 22,20

CBODE 25,0 12,5 22,21

Unidades: MW; €/MW


do dia 31 de Março de 2011.

HORA 2


LARES2 30,0 15,0 22,05

LARES1 30,0 15,0 22,06

ALQUE 20,0 10,0 22,07

LARES2 30,0 15,0 22,08

LARES2 30,0 15,0 22,09




ALQUE 20,0 10,0 22,16

LARES1 30,0 15,0 22,17

LARES1 30,0 15,0 22,18

ALQUE 20,0 10,0 22,19

CBODE 25,0 12,5 22,20

CBODE 25,0 12,5 22,21



do dia 31 de Março de 2011.

HORA 24


AGUIEI 35,9 17,9 0,00

AGUIEI 2,4 1,2 10,00

AGUIEI 2,4 1,2 11,00

AGUIEI 2,4 1,2 12,00

AGUIEI 2,4 1,2 13,00

AGUIEI 2,4 1,2 14,00

AGUIEI 2,4 1,2 15,00

AGUIEI 2,4 1,2 16,00

RIBATE1 30,0 15,0 22,08

RIBATE2 30,0 15,0 22,09

RIBATE1 30,0 15,0 22,10

RIBATE2 30,0 15,0 22,11

RIBATE1 20,0 10,0 22,13

RIBATE2 20,0 10,0 22,14

ALQUE 20,0 10,0 22,16

ALQUE 20,0 10,0 22,19

CBODE 25,0 12,5 22,20

CBODE 25,0 12,5 22,21

AGUIEI 1,4 0,7 91,00





Tabela 3.4 - Requisito de banda de regulação secundária, banda contratada e preço respetivo para cada hora do dia 31 de Março de 2011.

HORA Necessidade Banda Banda Contratada

Preço Subir Descer Subir Descer

1 238,0 119,0 240,0 120,0 22,19

2 213,0 106,5 220,0 110,0 22,18

3 184,5 92,3 180,0 90,0 22,18

4 118,0 59,0 120,0 60,0 26,24

5 114,5 57,3 120,0 60,0 26,24

6 113,5 56,8 120,0 60,0 22,09

7 171,0 85,5 180,0 90,0 22,18

8 198,5 99,3 200,0 100,0 18,15

9 211,0 105,5 220,0 110,0 18,16

10 222,5 111,3 210,0 105,0 18,09

11 210,0 105,0 210,0 105,0 18,09

12 213,5 106,8 210,0 105,0 18,09

13 216,5 108,3 210,0 105,0 18,09

14 226,5 113,3 230,0 115,0 18,10

15 218,5 109,3 210,0 105,0 18,09

16 193,0 96,5 180,0 90,0 22,11

17 192,5 96,3 180,0 90,0 22,11

18 189,0 94,5 180,0 90,0 22,11

19 211,5 105,8 200,0 100,0 18,16

20 208,0 104,0 210,1 104,6 18,11

21 212,0 106,0 210,7 105,8 18,11

22 231,0 115,5 233,1 116,9 18,13

23 247,0 123,5 252,1 125,7 18,16

24 239,0 119,5 232,7 116,3 22,16





Em relação a estes valores, devem ser feitas as seguintes observações:

- Em cada hora de contratação, as propostas de banda de regulação secundária incluídas nas Tabelas 3.1, 3.2 e 3.3 são ordenadas por ordem crescente dos preços respectivos;

- As propostas são apresentadas por agentes produtores de cada área de balanço. A referência [20] enumera as áreas de balanço em que os sistema eletro-produtor Português se encontra organizado;

- Para cada hora de contratação, o TSO especifica o requisito de banda de reserva de regulação secundária tal como se indica na Tabela 3.4. Por exemplo, na hora 1 o TSO pretende contratar uma banda de reserva secundária de 357 MW que, em seguida se decompõe em reserva a subir (correspondente a 2/3 do valor total da banda) e em reserva a descer (correspondente a 1/3 do total da banda). Tal como se indica na Tabela 3.4 para a hora 1 o requisito de reserva a subir é de 238 MW e o de reserva a descer é de 119 MW;

- Após especificar o requisito de banda de reserva secundária para cada hora do dia seguinte e depois de ordenar as propostas recebidas por ordem crescente do seu preço, o TSO determina as propostas aceites intersectando a curva agregada das propostas de venda com uma linha vertical correspondente ao valor especificado para a hora em análise;

- Por exemplo, para a hora 1 o requisito de reserva secundária é de 357 MW pelo que o TSO aceitou todas as propostas incluídas na Tabela 3.1, com excepção das duas últimas submetidas pela Central Hidroelétrica de Castelo do Bode. Isto significa que adicionando as potências de reserva a subir e a descer associadas às 9 propostas iniciais da Tabela 3.1, o TSO contratou 360 MW, dos quais 240 MW correspondem a potência de reserva secundária a subir e 120 MW para potência de reserva secundária a descer;

- O preço de mercado a que todas as propostas aceites serão pagas corresponde ao preço marginal do mercado, isto é, ao preço da última proposta aceite correspondente, para a hora 1, ao preço associado à proposta número 9 da Tabela 3.1. Este preço é de 22,19 €/MW e foi submetido pela Central Hidroelétrica do Alqueva;

- A Tabela 3.4 inclui os resultados do mercado de banda de reserva secundária para todas as horas do dia 31 de Março de 2011. Para a hora 1 deste dia, os resultados do mercado correspondem aos que foram referidos nos pontos anteriores, isto é, contratação de 240 MW de reserva secundária a subir e de 120 MW de reserva secundária a descer ao preço de 22,19 €/MW para a banda de regulação secundária.

3.5.3 Mercado de energia de regulação terciária

Em relação à reserva de regulação terciária e tendo em vista ilustrar o funcionamento deste mercado, as Tabelas 3.5, 3.6 e 3.7 contêm as propostas submetidas pelos agentes produtores de cada área de balanço em termos das reservas a subir e a descer bem como dos preços respetivos apresentados para as horas 1, 2 e 24 do dia 31 de Março 2011.




Tabela 3.5 - Propostas de reserva terciária a subir e a descer (MW) e preços correspondentes da energia (€/MWh) para a hora 1 do dia 31 de Março de 2011.

Hora 1

Subir Descer

Área Bal. MW Preço Área Bal. MW Preço

ARTG 100,0 47,20 AMONDEB 92,0 21,00

ARTG 60,0 47,80 ARTG 10,0 10,00

ADOUNAC 40,0 51,51 ARTG 205,0 1,00

ADOUINT 70,0 51,56 AMONDEB 92,0 0,01

ACAVADO 40,0 51,68 ACAVADB 327,0 0,00

ADOUNAC 100,0 51,71 ACAVADO 75,0 0,00

ADOUINT 50,0 51,76 ADOUINT 730,0 0,00

ALIMA 160,0 52,01 ADOUNAB 140,0 0,00

ACAVADO 50,0 54,69 ADOUNAC 610,0 0,00

ATEJZEZ 50,0 55,00 AMONDEB 92,0 0,00

ALIMA 140,0 55,69 ARTG 205,0 0,00

ARTG 88,0 56,50 ASINES1 90,0 0,00

ACAVADO 25,0 56,69 ATEJZEZ 260,0 0,00

ADOUNAC 50,0 57,00 -

ALARES 50,0 57,50

ACAVADO 45,0 58,23

ATEJZEZ 10,0 58,75

ALARES 50,0 58,90

ALARES 50,0 60,50

ALARES 40,0 61,50

ALIMA 100,0 63,69

ARPG 576,0 65,00

ARIBAT1 240,0 73,50

ARIBAT1 140,0 74,50

ARIBAT1 240,0 75,00

ARIBAT2 250,0 75,50

ARIBAT2 130,0 76,50




ARIBAT1 140,0 77,50

ACAVADO 43,0 81,50

AMONDEG 71,0 96,00

AMONDEG 71,0 101,01

ASETUBA 100,0 103,00

ASETUBA 100,0 104,15

ASETUBA 100,0 104,30

ASETUBA 100,0 104,45

ASETUBA 100,0 104,60

ASETUBA 100,0 104,75

ASETUBA 100,0 104,90

ASINES1 100,0 105,80

ASINES2 40,0 105,80

AMONDEG 25,0 106,02

ASINES1 100,0 106,45

ASINES2 40,0 106,45

ASINES1 100,0 106,60

ASINES2 40,0 106,60

ASINES1 100,0 106,75

ASINES2 40,0 106,75

ASINES1 100,0 106,90

ASINES2 40,0 106,90

ASINES2 40,0 107,05

ASINES2 40,0 107,20

ASINES2 15,0 107,35

ASETUBA 100,0 110,70

ASETUBA 140,0 110,80

ACAVADO 95,5 110,90

ACAVADO 258,5 111,00

ADOUINT 158,0 111,00

ADOUNAC 78,0 111,00




AGUADIA 64,0 111,00

ALIMA 263,0 111,00

ARIBAT1 24,0 111,00

ARIBAT2 12,0 111,00

ASETUBA 6,4 111,00

ASINES1 295,0 111,00

ATEJZEZ 378,8 111,00

AMONDEG 25,0 121,03

AMONDEG 11,0 136,04

AMONDEG 109,0 140,00

AMONDEG 48,0 160,00

ARTG 394,0 180,00

APEGO2 837,2 180,30

Unidades: MW; €/MWh


Hora 2

Subir Descer


ARTG 110,0 47,20 AMONDEB 92,0 21,00

ARTG 60,0 47,80 ARTG 205,0 1,00

ADOUNAC 166,7 51,19 AMONDEB 92,0 0,01

ADOUINT 51,2 51,24 ACAVADB 327,0 0,00

ADOUNAC 100,0 51,39 ACAVADO 75,0 0,00

ADOUINT 20,0 51,44 ADOUINT 778,8 0,00

ACAVADO 40,0 51,68 ADOUNAB 140,0 0,00

ALIMA 160,0 52,01 ADOUNAC 483,3 0,00

ACAVADO 50,0 54,69 AMONDEB 92,0 0,00

ATEJZEZ 50,0 55,00 ARTG 205,0 0,00

ALIMA 140,0 55,69 ASINES1 90,0 0,00

ARTG 88,0 56,50 ATEJZEZ 260,0 0,00




ACAVADO 25,0 56,69

ADOUNAC 50,0 57,00

ALARES 50,0 57,50

ACAVADO 45,0 58,23

ATEJZEZ 10,0 58,75

ALARES 50,0 58,90

ALARES 50,0 60,50

ALARES 40,0 61,50

ALIMA 100,0 63,69

ARPG 576,0 65,00

ARIBAT1 240,0 73,50

ARIBAT1 140,0 74,50

ARIBAT1 240,0 75,00

ARIBAT2 250,0 75,50

ARIBAT2 130,0 76,50

ARIBAT1 140,0 77,50

ACAVADO 43,0 81,50

AMONDEG 71,0 96,00

AMONDEG 71,0 101,01

ASETUBA 100,0 103,00

ASETUBA 100,0 104,15

ASETUBA 100,0 104,30

ASETUBA 100,0 104,45

ASETUBA 100,0 104,60

ASETUBA 100,0 104,75

ASETUBA 100,0 104,90

ASINES1 100,0 105,80

ASINES2 40,0 105,80

AMONDEG 25,0 106,02

ASINES1 100,0 106,45

ASINES2 40,0 106,45




ASINES1 100,0 106,60

ASINES2 40,0 106,60

ASINES1 100,0 106,75

ASINES2 40,0 106,75

ASINES1 100,0 106,90

ASINES2 40,0 106,90

ASINES2 40,0 107,05

ASINES2 40,0 107,20

ASINES2 15,0 107,35

ASETUBA 100,0 110,70

ASETUBA 140,0 110,80

ACAVADO 95,5 110,90

ACAVADO 258,5 111,00

ADOUINT 158,0 111,00

ADOUNAC 78,0 111,00

AGUADIA 144,0 111,00

ALIMA 263,0 111,00

ARIBAT1 24,0 111,00

ARIBAT2 12,0 111,00

ASETUBA 6,4 111,00

ASINES1 295,0 111,00

ATEJZEZ 378,8 111,00

AMONDEG 25,0 121,03

AMONDEG 11,0 136,04

AMONDEG 109,0 140,00

AMONDEG 48,0 160,00

ARTG 394,0 180,00

APEGO2 418,6 180,30

APEGO2 418,6 180,31






Hora 24

Subir Descer


ATEJZEZ 50,0 45,55 AGUADIA 10,0 35,00

ATEJZEZ 50,0 45,80 APEGO2 140,0 30,00

ATEJZEZ 50,0 46,05 APEGO2 147,2 5,00

ATEJZEZ 50,0 46,30 ARTG 410,0 1,00

ARTG 165,0 47,20 ACAVADB 327,0 0,00

ARTG 90,0 47,80 ACAVADO 55,0 0,00

ACAVADO 25,0 51,68 ADOUINT 875,0 0,00

ACAVADO 50,0 54,69 ADOUNAB 140,0 0,00

ARTG 126,0 56,50 ADOUNAC 825,0 0,00

ACAVADO 25,0 56,69 ALARES 840,0 0,00

AGUADIA 20,0 57,00 ALIMA 180,3 0,00

ARIBAT1 15,0 58,00 AMONDEG 89,7 0,00

ARIBAT2 15,0 58,00 APEGO2 550,0 0,00

ACAVADO 45,0 58,23 ARTG 205,0 0,00

ARIBAT2 10,0 61,00 ASINES1 90,0 0,00

ARPG 576,0 65,00 ATEJZEZ 250,0 0,00

ARIBAT1 240,0 74,50

ARIBAT1 150,0 75,00

ACAVADO 35,0 78,00

ACAVADO 43,0 81,50

ALIMA 119,7 95,50

ALIMA 100,0 98,50

ALIMA 100,0 102,50

ASETUBA 100,0 103,00

ASETUBA 100,0 104,15

ASETUBA 100,0 104,30

ASETUBA 100,0 104,45




ASETUBA 100,0 104,60

ASETUBA 100,0 104,75

ASETUBA 100,0 104,90

ALIMA 80,0 105,50

ASINES1 100,0 105,80

ASINES2 40,0 105,80

ASINES1 100,0 106,45

ASINES2 40,0 106,45

ASINES1 100,0 106,60

ASINES2 40,0 106,60

ASINES1 100,0 106,75

ASINES2 40,0 106,75

ASINES1 100,0 106,90

ASINES2 40,0 106,90

ASINES2 40,0 107,05

ASINES2 40,0 107,20

ASINES2 15,0 107,35

ASETUBA 100,0 110,70

ASETUBA 140,0 110,80

ACAVADO 95,5 110,90

ACAVADO 258,5 111,00

ADOUINT 133,0 111,00

ADOUNAC 53,0 111,00

AGUADIA 144,0 111,00

ALARES 30,0 111,00

ALIMA 83,0 111,00

ARIBAT1 12,0 111,00

ASETUBA 6,4 111,00

ASINES1 295,0 111,00

ATEJZEZ 248,8 111,00

AMONDEG 11,0 136,04




AMONDEG 12,3 140,00

AMONDEG 48,0 160,00

ARTG 66,0 180,00


Tabela 3.8 - Energia terciária total utilizada por área de balanço para as horas 1, 2 e 24 do dia 31 de Março de 2011.

Área Bal. HORA 1 HORA 2 HORA … HORA 24

ACARREG 0,0 0,0 … 0,0

ACAVADB 0,0 0,0 … 0,0

ACAVADO 0,0 0,0 … 0,0

ADOUINT 0,0 -10,1 … -10,6

ADOUNAB 0,0 0,0 … 0,0

ADOUNAC 0,0 0,0 … -22,7

AGUADIA 0,0 0,0 … -10,0

AGUADIB 0,0 0,0 … 0,0

ALARES 0,0 0,0 … 0,0

ALIMA 0,0 0,0 … 0,0

AMONDEB -122,7 -184,0 … 0,0

AMONDEG 0,0 0,0 … -25,4

APEGO2 0,0 0,0 … -287,2

ARIBAT1 0,0 0,0 … 0,0

ARIBAT2 0,0 0,0 … 0,0

ARPG 0,0 0,0 … 0,0

ARTG -21,0 -205,0 … -194,0

ASETUBA 0,0 0,0 … 0,0

ASINES1 0,0 0,0 … 0,0

ASINES2 0,0 0,0 … 0,0

ATEJZEZ 0,0 0,0 … 0,0

TOTAL -143,7 -399,1 … -549,9

Unidades: MWh




Tabela 3.9 - Energias de regulação secundária e terciária a subir e a descer utilizadas e preços correspondentes para o dia 31 de Março de 2011.

HORA Energia Secundária Energia Reserva Preço

Subir Descer Subir Descer Subir Descer

1 46,3 20,1 0,0 143,7 47,20 0,01

2 103,7 0,0 0,0 399,1 47,20 0,00

3 0,0 1,1 0,0 365,5 1,00

4 37,2 0,0 0,0 422,0 49,19 5,00

5 5,4 0,0 0,0 416,5 49,19 3,50

6 26,1 0,0 0,0 492,8 49,19 0,00

7 31,5 0,0 0,0 322,0 50,21 0,00

8 9,2 0,0 0,0 318,1 55,00 0,02

9 0,0 39,4 0,0 583,2 1,00

10 0,0 60,1 0,0 698,3 1,00

11 0,0 46,7 0,0 699,0 5,00

12 11,7 25,2 0,0 674,2 56,50 5,00

13 0,0 75,2 0,0 651,8 5,00

14 0,0 50,7 0,0 717,6 1,00

15 145,8 0,0 0,0 726,6 55,23 1,00

16 65,2 0,0 0,0 578,7 53,50 1,00

17 82,4 0,0 0,0 479,7 51,19 5,00

18 31,7 6,2 0,0 523,6 51,68 5,00

19 27,2 6,1 0,0 384,0 54,10 10,00

20 40,4 0,1 0,0 695,2 55,00 1,00

21 39,4 0,0 0,0 1024,6 57,00 1,00

22 160,8 0,0 0,0 694,0 59,23 1,00

23 30,5 0,1 0,0 627,0 53,36 1,00

24 68,5 0,0 0,0 549,9 45,80 0,00

Unidades: MWh; €/MWh

Em relação aos valores incluídos nas Tabelas 3.5 a 3.9, devem notar-se os aspetos seguintes:

- As propostas de reserva de regulação terciária para subir incluídas nas Tabelas 3.5, 3.6 e 3.7 são ordenadas por ordem crescente dos preços respetivos. Neste caso, de acordo com as necessidades




verificadas em cada hora, o TSO ativa as propostas começando na de preço mais baixo e continuando a chamar novas propostas com preços crescentes na lista referida. O preço de mercado a que a energia de regulação terciária é paga corresponde ao preço da última proposta de regulação terciária que foi ativada na hora em causa;

- As propostas de reserva de regulação terciária incluídas nas Tabelas 3.5, 3.6 e 3.7 são ordenadas por ordem decrescente dos seus preços. Neste caso, quando ocorrer excesso de produção no sistema, o TSO chama propostas de energia de regulação terciária começando na mais cara da lista e continuando a chamar propostas com preços sucessivamente decrescentes até que a necessidade de energia de regulação terciária seja satisfeita, isto é, até o excesso de produção seja compensado por uma redução da produção dos geradores que apresentaram propostas a este mercado. Neste caso, o preço de mercado da energia de regulação terciária corresponde ao preço da última proposta que foi necessário ativar, isto é, o preço da proposta de energia de regulação terciária menos cara que foi utilizada;

- Tomando agora como exemplo os dados disponíveis para a hora 1, a Tabela 3.9 indica que o TSO utilizou 46,3 MWh de energia de regulação secundária para subir e 20,1 MWh de energia de regulação secundária para descer. A mobilização destas energias implicou a utilização da banda de regulação secundária contratada para a hora 1, tal como foi mencionado na Secção 3.2. De facto, tal como se indica na Tabela 3.4 para a hora 1 o TSO contratou uma banda de regulação secundária de 240 MW para subir e de 120 MW para descer. A potência de 240 MW de regulação para subir corresponde às primeiras 9 propostas indicadas na Tabela 3.1;

- Tal como referido na secção que descreve o mercado de reserva secundária, para cada hora a reserva secundária é paga de acordo com dois termos. Um deles corresponde a um termo de disponibilidade e envolve o pagamento da banda de reserva de regulação secundária ao preço marginal da última proposta de reserva de banda secundária que foi aceite. O segundo termo corresponde ao pagamento da energia de reserva secundária que foi mobilizada dentro dessa banda. A energia de reserva secundária é paga ao preço da energia terciária de reserva que foi mobilizada para a mesma hora. Assim, a energia de reserva secundária a subir na hora 1, 46,3 MWh é paga ao preço de 47,2 €/MWh (tal como se indica para a hora 1 na Tabela 3.9) e a energia de reserva secundária a descer na hora 1, 20,1 MWh, é comprada pelos geradores ao preço de 0,01 €/MWh (tal como se indica para a hora 1 na Tabela 3.9). Como resultado, na hora 1 o TSO paga a quantia dada pela expressão (3.3) relativamente à reserva secundária;

( )

€ 10173,56

0,20-2185,367988,40

01,0.1,202,47.3,4619,22.120240

Re 111

==+=

=−++==+= === hhh zaçãoTermoUtilinibilidadeTermoDisposSecotalPagamentoT

(3.3)

- Tal como foi indicado anteriormente, a quantia a pagar pelo TSO em relação à energia de regulação secundária utilizada é paga ao preço estabelecido para a energia de reserva terciária para a mesma hora. Em relação a este preço, é importante notar que existe um preço de energia de reserva terciária a subir e um preço para a energia de reserva a descer. Consideremos em primeiro lugar o preço da energia de reserva terciária a descer. A Tabela 3.8 detalha a energia total de regulação terciária mobilizada em cada área de balanço em cada hora do dia em análise. Por exemplo, na hora 1 existe energia de regulação terciária mobilizada na área de balanço AMONDEB (-122,7 MWh) bem como energia originária da área ARTG (-21 MWh). Em ambos os casos, as energias utilizadas são negativas indicando que se trata de energia de regulação terciária a descer, isto é, energia adquirida de volta pelos geradores porque na hora 1 há excesso de produção por outros geradores. Como resultado, na hora 1 o TSO vendeu aos geradores um total de 143,7 MWh de energia de reserva de regulação terciária. Este valor coincide com o valor




indicado para a hora 1 na Tabela 3.9 para a energia de regulação terciária utilizada. Em relação ao preço pago pelos geradores para adquirirem esta energia de regulação terciária, a Tabela 3.5 indica que as propostas de regulação terciária a descer são ordenadas por ordem decrescente dos seus preços. Dado que foi mobilizada a energia de 143,7 MWh na hora 1, utilizando estas propostas e começando na de preço mais elevado deverá percorrer-se a lista referida até se atingir o valor indicado para a energia de regulação terciária que foi mobilizada. Este procedimento permite verificar que o preço de mercado para a hora 1 foi estabelecido pela terceira proposta indicada na Tabela 3.5 submetida pela área de balanço ARTG com o preço de 1,0 €/MWh. De facto, as três propostas com preço mais elevado apresentam um valor total de potência de regulação a descer de 92 MW da área AMONDEB, 10 MW da área ARTG e de um outra proposta de 205 MW igualmente da área ARTG. Dado que o período de negociação é de 1 hora, em termos de energias estas propostas correspondem a 92 MWh, 10 MWh e 205 MWh, isto é, uma energia total de regulação terciária de 307 MWh. Este valor já excede a energia de regulação terciária a descer utilizada na hora 1, isto é, 143,7 MWh. Portanto, aparentemente, o preço de mercado para a energia de regulação terciária a descer para a hora 1 deveria ter sido determinado pela Terceira proposta mais cara incluída na Tabela 3.5;

- De facto, o preço de mercado indicado para a hora 1 para a energia de regulação terciária a descer não corresponde ao preço da terceira proposta mais cara, mas ao preço da quarta proposta que foi submetida pela área AMONDEB com o valore de 0,01 €/MWh. Isto significa que quando procedeu à determinação do preço de Mercado, o TSO não seguiu de forma estrita a lista de propostas de energia de reserva ordenadas por ordem decrescente do seu preço. O TSO mobilizou 122,7 MWh da área AMONDEB, 92 MWh dos quais associados à primeira proposta indicada na Tabela 3.5 e 30,7 MWh associados à quarta proposta indicada na Tabela 3.5. Utilizou igualmente 21 MWh associados à segunda e à terceira propostas indicadas na Tabela 3.5. Destes 21 MWh, 10 deles estão associados à segunda proposta indicada na Tabela 3.5 (o que esgota completamente a energia de regulação disponibilizada nesta proposta) e os restantes 11 MWh estão associados à terceira proposta indicada na Tabela 3.5. Como resultado, a última proposta de energia de regulação terciária a descer mobilizada na hora 1 foi a quarta proposta indicada na Tabela 3.5, pelo que o preço de mercado nesta hora foi de 0,01 €/MWh;

- Após ter detalhado a origem das energias de reserva de regulação terciária mobilizadas na hora 1, resta explicar a razão pela qual o TSO não seguiu estritamente a ordem estabelecida na Tabela 3.5 para as propostas submetidas. De facto, o TSO utilizou completamente a proposta com 92 MWh associada à primeira proposta (com preço mais elevado), em seguida utilizou igualmente de forma completa a segunda proposta com 10 MWh, em terceiro lugar mobilizou 11 MWh dos 205 MWh associados à terceira proposta e, finalmente, utilizou 30,7 MWh dos 92 MWh oferecidos na quarta proposta. A razão para não ter utilizado de forma mais extensa a energia associada à terceira proposta e ter ativado entretanto a quarta proposta não se encontra explicitada na página web do TSO. Sem confirmação a este respeito, podemos sugerir que esta sequência de mobilização de energias de reserva de regulação terciária poderá ter sido determinada pela ativação de restrições de rede. De facto, quando mobiliza energias de regulação secundária ou terciária, o TSO deverá assegurar a operação fiável e segura do sistema, nomeadamente os limites dos trânsitos de potência nos ramos e as gamas admissíveis das tensões nodais. Eventualmente, uma utilização mais extensa da terceira proposta de energia de regulação terciária poderia originar por exemplo sobrecargas em ramos da rede, determinando portanto a mobilização da proposta seguinte associada a um gerador ligado a outro local da rede;

- Em relação à energia de regulação terciária a subir, para a hora 1 do dia 31 de Março de 2011, a informação incluída nas Tabelas 3.8 e 3.9 indica que não foi mobilizada qualquer energia de regulação terciária a subir. O mesmo se aplica igualmente para as horas 2 e 24 desse dia, tal como se indica nessas Tabelas. Em relação à utilização de banda de regulação terciária, a Tabela 3.9




indica que o TSO mobilizou 46,3 MWh ao preço de 47,20 €/MWh na hora 1, 103,7 MWh ao preço de 47,20 €/MWh na hora 2 e 68,5 MWh ao preço de 45,80 €/MWh na hora 24;

- Em relação à hora 1, a Tabela 3.5 contém a informação relativa à energia de regulação terciária a subir. A primeira proposta é de 100 MW, o que significa uma energia de 100 MWh na hora, ao preço de 47,20 €/MWh. Durante este período o TSO mobilizou 46,3 MWh de energia de regulação secundária dentro da banda de regulação secundária contratada e esta energia é paga ao preço da energia de regulação terciária para a mesma hora. Assim, a energia de regulação secundária mobilizada para a hora 1 (46,3 MWh) encontra-se coberta pela primeira proposta de energia de regulação terciária a subir e, portanto, esta proposta determina o preço marginal da energia de regulação secundária mobilizada. Como resultado, o preço pago pelo TSO para a energia de regulação secundária a subir que foi mobilizada na hora 1 (46,3 MWh) foi de 47,20 €/MWh;

- Em relação à hora 2, o TSO mobilizou 103,7 MWh de energia de regulação secundária a subir. Percorrendo a lista de propostas de energia de reserva de regulação terciária a subir indicadas na Tabela 3.6, pode concluir-se que a primeira das propostas corresponde à potência de 110 MW, isto é, a 110 MWh no período de uma hora. Mais uma vez, a primeira proposta de energia de reserva de regulação terciária a subir é suficiente para cobrir a energia a subir mobilizada na hora 2 pelo que o preço pago pelo TSO por essa energia é fixado por essa proposta e foi de 47, 20 €/MWh, isto é, o preço da primeira proposta de energia de regulação terciária a subir indicado na Tabela 3.6;

- Finalmente, considerando agora a hora 24, o TSO mobilizou 68,5 MWh de energia de regulação secundária a subir. Percorrendo as propostas de energias de regulação terciária a subir apresentadas para a hora 24 e indicadas na Tabela 3.7, pode verificar-se que a primeira proposta corresponde à potência de 50 MW (isto é a 50 MWh no período de uma hora) ao preço de 45,55 €/MWh. Assim, esta primeira proposta não é suficiente para cobrir a energia mobilizada de 68,5 MWh. Nestas condições, foi utilizada a segunda proposta para estabelecer o preço de mercado na hora 24. A segunda proposta de energia de reserva de regulação terciária a subir corresponde a 50 MW (isto é, a 50 MWh no período de uma hora) e o seu preço é de 45,80 €/MWh. Agora, a primeira e a segunda propostas são suficientes para cobrir a energia de reserva de regulação secundária mobilizada de 68,5 MWh na hora 24, pelo que se pode concluir que o preço de Mercado nesta hora corresponde ao preço da segunda proposta, isto é, de 45,80 €/MWh;

- Os preços que foram referidos pagos pelo TSO para a energia de reserva secundária utilizada (47,20 €/MWh na hora 1, 47,20 €/MWh na hora 2 e 45,80 €/MWh na hora 24) coincidem com os valores incluídos na Tabela 3.9 para os preços da energia de reserva de regulação secundária a subir.

3.6 Impacto de novos agentes nos mercados de reservas – Aspectos gerais

3.6.1 Impacto no mercado de reserva secundária

Nesta secção será discutido como se poderá avaliar o impacto de novas propostas de banda de regulação secundária apresentadas a este mercado. Para ilustrar este impacto, consideremos as propostas submetidas ao TSO para a hora 1 do dia 31 de Março de 2011. Estas propostas foram já apresentadas na Tabela 3.1 que é apresentada de novo em seguida de modo a facilitar a leitura do texto.




Tabela 3.10 - Propostas de banda de regulação secundária para a hora 1 do dia 31 de Março de 2011.

HORA 1


LARES2 30,0 15,0 22,05

LARES1 30,0 15,0 22,06

ALQUE 20,0 10,0 22,07

LARES2 30,0 15,0 22,08

LARES2 30,0 15,0 22,09

ALQUE 20,0 10,0 22,16

LARES1 30,0 15,0 22,17

LARES1 30,0 15,0 22,18

ALQUE 20,0 10,0 22,19

CBODE 25,0 12,5 22,20

CBODE 25,0 12,5 22,21


Tal como foi referido anteriormente, estas propostas são ordenadas por ordem crescente dos seus preços e o TSO interpreta os valores de potência oferecidos como correspondendo a 2/3 do total proposto para reserva secundária a subir e 1/3 para reserva secundária a descer. Por outro lado, a Tabela 3.4 indica o requisito de banda de regulação secundária correspondendo na hora 1 a 357 MW (dos quais 238 MW correspondem a reserva a subir e 119 MW a reserva a descer). A Tabela 3.4 indica ainda que o TSO contratou 360 MW para reserva de regulação secundária na hora 1 dos quais 240 MW correspondem à reserva a subir e 120 MW a reserva a descer.

Nestas condições, a Figura 3.2 apresenta a curva agregada das ofertas de potência de regulação secundária construída utilizando os dados incluídos na Tabela 3.10 em que as propostas submetidas para a hora 1 foram ordenadas por ordem crescente do seu preço.




Figura 3.2 - Curva agregada das ofertas de banda de regulação secundária (a vermelho) e requisito definido pelo TSO para a banda de regulação secundária (a azul).

Tal como se mostra na Figura 3.2, o preço de mercado obtido para a hora 1 é de 22,19 €/MWh, isto é, o preço associado à proposta número 9 e a quantidade negociada corresponde ao valor total associado às 9 primeiras propostas apresentadas e ordenadas por ordem crescente dos seus preços, isto é, a 360 MW, em vez do valor requerido de 357 MW. Do total de 360 MW contratados, 240 MW correspondem a reserva secundária a subir e 120 MW correspondem à reserva secundária a descer, constituindo assim a banda de regulação secundária.

Se um novo agente submeter uma proposta de venda com um preço inferior ao mais baixo dos preços das propostas já existente, o impacto na Figura 3.2 corresponde apenas a deslocar para a direita a curva agregada das ofertas de venda. Esta deslocação corresponde à nova quantidade oferecida. Assim, para a mesma quantidade que o TSO pretende adquirir no Mercado de reserva secundária, isto é, para a mesma linha vertical representada, o novo preço de Mercado será inferior ou igual ao verificado anteriormente, dependendo da quantidade oferecida na nova proposta. A fim de ilustrar este efeito, consideremos que foi apresentada uma nova proposta de potência de regulação secundária correspondendo à quantidade de 45 MW ao preço de 22 €/MW. Nestas condições, o novo gráfico está ilustrado na Figura 3.3.

Figura 3.3 - Curva agregada das ofertas e requisito definido pelo TSO, admitindo que foi submetida uma nova proposta para banda de regulação secundária com a potência de 45 MW (30 MW a subir e 15 MW a descer) ao

preço de 22,00 €/MW.




Tal como é sugerido pela Figura 3.3, a deslocação da curva agregada das ofertas de venda para a direita (admitindo que se mantém a potência pretendida pelo TSO) determina neste caso a redução do preço de mercado para 22,18 €/MW. Neste caso, a alteração verificada no preço de Mercado não é muito relevante uma vez que as propostas de venda originalmente submetidas apresentam preços muito próximos. As centrais responsáveis por essas propostas (primeira coluna da Tabela 3.10) encontram-se todas integradas na mesma empresa produtora indicando que este Mercado apresenta em Portugal um elevado grau de concentração e que existe pouca competição. Por outras palavras, o agente de mercado referido determina virtualmente o preço da banda de regulação secundária para a hora 1, nomeadamente porque nenhum outro agente de mercado submeteu propostas de venda para esta hora e também porque a procura é completamente inelástica. A participação de novos agentes (por exemplo agregadores de EV’s ou outros agentes produtores) poderá contribuir para tornar este mercado mais líquido e aumentar a competição de forma a ocorrer um impacto mais elevado nos preços. Esta situação corresponde de algum modo ao que ocorre na hora 24 do dia 31 de Março de 2011. Nesta hora, o mercado é bastante mais líquida e a gama de preços das propostas de venda é mais alargada do que a verificada para a hora 1.

É ainda importante notar que quando se submete um nova proposta de venda (neste caso, com a quantidade de 45 MW), o TSO interpreta este valor como estando associado a reserva secundária a subir (39 MW) e como reserva secundária a descer (15 MW). Esta situação significa, como se compreende, que qualquer novo agente que actue neste mercado (por exemplo, os agregadores de EV’s) deverão estar aptos a fornecer a banda de regulação secundária indicada, isto é, terão de assegurar que a energia associada à potência proposta possa ser efectivamente mobilizada para regulação a subir e para regulação a descer nas proporções de 2/3 e 1/3.

Finalmente, é importante notar que a submissão de novas propostas foi ilustrada considerando apenas uma hora de negociação de um dia específico. Se se pretender estimar o impacto no preço da banda de regulação secundária considerando um período mais alongado, será necessário:

- Começar por definir o período a analisar;

- Estabelecer um conjunto de cenários relacionados com possíveis quantidades de potência de regulação secundária que os agregadores de EV’s poderão apresentar ao mercado. Estes cenários estarão relacionados com a maior ou menor penetração admitida para os EV’s no parque automóvel;

- Para cada um desses cenários, deverá em seguida ser estimado o impacto dessas novas propostas no preço da banda de reserva de regulação secundária para cada hora dos dias incluídos no período a analisar. Tal como se verificou na situação analisada anteriormente, para algumas horas o impacto poderá ser muito limitado (por exemplo, para a hora 1 do dia 31 de Março de 2011) enquanto que para outras horas o impacto poderá ser mais relevante (por exemplo, para a hora 24 do dia referido). Finalmente, os preços modificados obtidos ao longo do período em análise deverão ser agregados de modo a ser obtida a sua média.

3.6.2 Impacto no mercado de reserva terciária

Em relação ao mercado de energia de reserva de regulação terciária, verifica-se que neste Mercado é obrigatória a apresentação de propostas de venda por todos os agentes produtores. Esta obrigatoriedade explica a extensão da lista de propostas tal como se apresenta nas Tabelas 3.5, 3.6 e 3.7. Esta situação sugere que este mercado mais competitivo e mais líquido que o Mercado para contratação de banda de regulação secundária. Esta conclusão pode também ser obtida pela análise da gama de variação dos preços das propostas de energia de reserva de regulação terciária para subir, tal como se indica em seguida:




- Na hora 1, Tabela 3.5, os preços das propostas de energia de regulação terciária para subir variam entre o valor mínimo de 47,20 €/MW.h e o máximo de 180,30 €/MW.h;

- Na hora 2, Tabela 3.6, os preços das propostas de energia de regulação terciária para subir variam entre o valor mínimo de 47,20 €/MWh e o máximo de 180,31 €/MWh;

- Na hora 24, Tabela 3.7, os preços das propostas de energia de regulação terciária para subir variam entre o valor mínimo de f 45,55 €/MWh e o máximo de 180,00 €/MWh.

De qualquer forma, pode ser adotado um procedimento similar ao descrito na secção sobre a avaliação do impacto de novas propostas de banda de regulação secundária no preço de mercado. Sendo assim, teria de ser construída a curva agregada das ofertas de energia de regulação terciária para subir e integrar nessa curva as novas propostas nas posições correspondentes de modo a preservar o carácter crescente dos preços das propostas. De forma análoga, seria construída a curva agregada das ofertas de energia de regulação terciária para descer e nessa curva seriam inseridas as novas propostas nas posições adequadas de modo a preservar o carácter decrescente das propostas apresentadas ao mercado.

Tal como para a banda de regulação secundária, a avaliação deste impacto requere a definição do período a analisar e, em seguida a adopção de um procedimento similar ao descrito na secção que descreve o impacto de novas propostas de banda de regulação secundária.

3.7 Ferramentas desenvolvidas De forma a perceber e mostrar o impacto da integração progressiva dos VE’s tem no funcionamento dos mecanismos de serviços auxiliares, foi implementada uma ferramenta em Matlab© que simula o funcionamento de contratação de reserva secundária.

3.7.1 Recuperação de dados

Tal como nas simulações referentes aos preços do mercado diário, uma das funções (Importar_reservas.m) permite recuperar os valores a tratar a partir de ficheiros públicos. Neste caso foram obtidas as informações relativas às propostas para a banda de reserva secundária e a necessidade de banda imposta pelo TSO para cada hora. Estes dados encontram-se disponíveis em [21].

3.7.2 Modelização do impacto dos VE nos preços das reservas

Para obter o impacto dos VE nos preços das reservas foi criada uma função que usa os dados recuperados da necessidade de banda e das propostas para a reserva secundária e encontra o preço de mercado assim como a quantidade de potência de reserva secundária associada. Além disso dá a liberdade de escolher um parâmetro p(potência, preço), onde é especificada a potência de reserva e o preço associado a uma nova proposta relativa a VE’s. Esta proposta adicional fará com que a ordenação das propostas por preço possa ser alterada e consequentemente que o preço de mercado anteriormente encontrado seja também alterado, como se verifica na Figura 3.3.




3.8 Resultados ilustrativos

A Figura 3.4 contém as curvas agregadas das ofertas da banda de regulação secundária a subir e a necessidade de banda referentes à primeira hora de negociação do ano de 2011. Do lado esquerdo, é apresentada a situação que na realidade ocorreu. Do lado direito, é apresentada uma situação hipotética, semelhante à do lado esquerdo, mas incluindo agora uma proposta adicional de 150 MW a preço 0,0. Esta nova situação ilustra o funcionamento do mercado considerando uma proposta submetida por um agregador de VE’s, prevendo-se que o preço associado a este tipo de propostas possa vir a ser infra-marginal. Depois de reordenadas as propostas pelo seu preço de forma crescente, a nova curva agregada fica com o aspeto indicado na figura do lado direito.

Figura 3.4 – Comparação entre duas curvas agregadas de ofertas de potência de reserva secundária sem e com proposta associada a VE’s (lado esquerdo e lado direito, respectivamente).

Como se pode verificar, a inclusão de uma proposta adicional provocou nesta situação uma descida no preço de mercado e um aumento da banda contratada de potência para reserva secundária.

Utilizando a mesma técnica, foram realizadas várias simulações do mercado de reserva secundária considerando propostas adicionais associadas a VE’s a custo reduzido. A Figura 3.5 reúne os resultados desta análise para os primeiros 24 períodos horários do ano de 2011. Foram feitos testes para vários valores de potência das novas propostas a incluir, nomeadamente 25, 100 e 150 MW, assim como também testado o caso base onde não se admitem novas propostas.




Figura 3.5 – Preços de reserva secundária considerando diferentes valores de potência das propostas

associadas aos VE’s.

Como se pode verificar, para este período de tempo, não há alterações significativas no preço de mercado das reservas secundárias quando se adicionam novas propostas, com exceção da situação em que a proposta adicional é de 150 MW. Tal situação fica-se a dever ao facto de as propostas da curva agregada original deste período de tempo possuírem preços muito homogéneos.

A influência que o valor da proposta adicional relativa aos VE’s possui, pode levar a que o agregador dos VE’s pondere sobre o valor de potência a propor tendo em vista uma maior remuneração. A Figura 3.6 apresenta a evolução, ao longo do mesmo período de tempo apresentado na Figura 3.5, da remuneração obtida pelo agregador de VE’s atuando como reserva secundária. Foram consideradas quatro tipos de propostas de potência, 25, 50, 100 e 150 MW.




Figura 3.6 – Evolução da remuneração obtida por VE’s considerando diferentes propostas de potência para reserva secundária.

A Figura 3.6 sugere que pode ser mais rentável por parte do agregador de VE’s apresentar uma proposta com um valor de potência mais baixo em detrimento de outra com um valor mais elevado. Um exemplo disso são os valores de remuneração que se verificaram entre as horas 4 e 6 com propostas de potência de 100 e 150 MW.




4 CONCLUSÕES

Nesta etapa do trabalho, foi analisado o impacto dos veículos elétricos nos preços do mercado diário e nos preços das reservas secundária e terciária. Em relação a cada um destes dois tópicos, o trabalho realizado iniciou-se descrevendo os mecanismos de mercado actualmente utilizados em Portugal. Estes mecanismos de mercado têm âmbito diferente já que os preços de mercado decorrem do funcionamento do MIBEL, estabelecido entre Portugal e Espanha, enquanto que em relação às reservas secundária e terciária (e, em geral, em relação aos serviços de sistema) não existe uniformização entre os dois países e a contratação destes serviços continua a ser realizada numa base nacional.

Após esta análise inicial relativa a cada um destes tópicos, procedeu-se à caracterização das aplicações desenvolvidas para avaliar o impacto dos veículos elétricos nos preços do mercado diário, por um lado, e das reservas secundária e terciária. No primeiro caso, foram utilizadas redes neuronais para estimar o preço de mercado admitindo uma penetração a especificar para os veículos elétricos. Esta aplicação recebe como inputs dados de ficheiros de texto obtidos na página web do Operador de Mercado Ibérico. No segundo caso, a aplicação recebe informação obtida a partir de ficheiros excel disponibilizados publicamente pelo Operador de Sistema Português. A partir destes dados, é possível reconstruir a curva de ofertas de venda da banda de reserva secundária e da energia de reserva terciária. Utilizando estas curvas e penetrações de veículos elétricos a especificar, conducentes a determinados níveis de ofertas de serviços de reserva a submeter por agregadores de ofertas, será possível avaliar o impacto dos veículos elétricos nos preços das reservas secundária e terciária.

No âmbito desta tarefa, o trabalho agora reportado irá prosseguir utilizando as aplicações descritas para realizar simulações que permitam obter conclusões sobre o impacto dos veículos elétricos nos preços do mercado diário e nos preços das reservas secundária e terciária.

Em relação ao mercado diário, estas simulações serão realizadas considerando dados referentes ao funcionamento do mercado diário e dos mercados de reservas secundária e terciária ao longo de um horizonte temporal alargado de modo a ser possível obter conclusões mais significativas sobre o impacto referido. Por outro lado, estas simulações serão realizadas para diversos cenários de penetração desses veículos. Com efeito, a carga das baterias dos VE’s irá certamente contribuir para alterar a curva agregada das ofertas de compra do mercado diário. Dependendo das horas em que essa carga será realizada, será certamente possível observar diferentes impactos no preço do mercado diário, prevendo-se que esse impacto possa ser menos significativo se a carga ocorrer maioritariamente em horas de vazio. Uma estratégia de carga deste género adoptada voluntariamente pelos proprietários dos VE’s ou induzidas por tarifas especialmente moduladas poderá apresentar importantes vantagens para o sistema elétrico em termos de um maior alisamento do diagrama de carga diário.

Finalmente, em relação ao impacto nos preços dos mercados de reservas secundária e terciária proceder-se-á igualmente à realização de simulações considerando diversos cenários de penetração de VE’s ao longo de um horizonte temporal alargado. Neste caso, e tendo em conta os preços das propostas de fornecimento destes serviços que se têm vindo a verificar (preços com valores muito próximos e mercado até agora muito concentrado num pequeno número de agentes fornecedores destes serviços), poderá admitir-se que o impacto nos preços de mercado será reduzido para volumes de ofertas de reservas pouco significativo. Nestas condições, o preço das reservas permaneceria pouco alterado contribuindo para remunerar de uma forma mais elevada as propostas aceites. À medida que a penetração dos VE’s aumentar, e se do ponto de vista técnico e comercial se concluir que é viável/interessante realizar propostas de reservas com volumes mais elevados e a preços mais reduzidos do que os actuais, assistiremos certamente a uma redução do preço das reservas. Esta redução será certamente vantajosa para os restantes consumidores de energia elétrica




que vêm incorporado na Tarifa de Uso Global do Sistema um custo de contratação de serviços auxiliares mais reduzido. Em contrapartida, os proprietários dos VE’s receberiam uma remuneração pelo fornecimento destes serviços por cada VE mais reduzida. Nestas condições, os agentes agregadores de ofertas poderão não ter interesse em ofertar elevados volumes de reservas a preços reduzidos para não contribuírem para reduzir o preço de fecho destes mercados. As simulações a realizar na sequência deste trabalho permitirá certamente clarificar estas indicações preliminares.




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