Estão os Mercados de Eletricidade Marginalistas a Aproximar-se do seu Fim?

  ⁽¹⁾Investigador Sénior, INESC TEC & Professor Associado, Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Tradicionalmente, os sistemas elétricos estavam organizados em termos de empresas verticalmente integradas, isto é, empresas que asseguravam todas as etapas da cadeia de valor do setor elétrico, desde a produção até ao relacionamento comercial com os clientes. Desde os anos 80 ou 90 do século passado, os sistemas elétricos foram sujeitos a processos de reestruturação que originaram a sua organização nas atividades de produção, de redes de transporte e de distribuição, e de comercialização. Na Europa, o relacionamento contratual entre geração e consumo é realizado através de mercados de dia anterior, operando numa base marginal, bem como através de contratos bilaterais. Por outro lado, desde cedo os governos de diversos países europeus pretenderam incentivar o investimento em tecnologias renováveis ou utilizando recursos primários endógenos, criando com esse fim regimes tarifários específicos, como por exemplo, o que enquadra a Produção em Regime Especial, (PRE) em Portugal.

Desde 2007, Portugal e Espanha integram o Mercado Ibérico de Eletricidae (MIBEL). O Mercado Ibérico recebe no dia anterior ao da operação, d-1, propostas de compra e de venda para cada hora do dia d. As propostas de venda são ordenadas por ordem crescente do seu preço e as de compra por ordem decrescente, dando origem às curvas agregadas respetivas. A interseção destas duas curvas permite obter a quantidade de energia elétrica negociada, as propostas aceites e o preço de mercado. Este preço é interpretado como o preço marginal do sistema ibérico, admitindo a ausência, nessa hora, de restrições relacionadas com as linhas de interligação que se encontrem ativas. Por outro lado, o modelo de mercado estabelece ainda que estes leilões são de preço uniforme, isto é, o preço que cada carga irá pagar ou que será pago a cada gerador despachado não corresponde ao preço incluído nas suas propostas, mas sim ao preço marginal do sistema.

Esta regra tem sido discutida com frequência, porque significa que qualquer central despachada é paga ao preço da última proposta aceite, com frequência de uma central térmica - ainda que o seu custo de produção possa ser reduzido. Nos últimos 20 anos, a capacidade instalada em PRE foi aumentando o que, aliado à prioridade conferida a esta produção, tem contribuído para alimentar esta discussão. Com efeito, em Portugal continental, a PRE incluía no final de 2021 cerca de 9 000 MW (eólica, solar fotovoltaica, mini-hídricas, cogeração, utilização de resíduos sólidos urbanos e biomassa) de um total de 19 200 MW de capacidade instalada, sendo que a produção que se prevê obter através destas tecnologias em cada hora do dia d é considerada pelo Operador de Mercado nas curvas horárias agregadas das vendas, através de segmentos a preço zero. Assim, a presença numa determinada hora de um valor elevado de PRE contribui para reduzir o preço de mercado, bem como os proveitos de centrais em Regime Ordinário.

Durante muitos anos, este regime foi aplicado sem problemas de maior, visto que os preços de mercado eram muito mais reduzidos do que os valores atuais. Com efeito, de 2007 até 2020, o preço médio de mercado oscilou entre 69,68 €/MWh em 2008 e 33,99 €/MWh em 2020, neste caso em grande medida devido à redução de consumos determinada pela pandemia de COVID 19. Todavia, desde fevereiro de 2021, os preços de mercado têm vindo a subir, de início devido ao aumento dos consumos e do preço do gás natural induzidos pela recuperação económica a nível mundial bem como devido à elevação do preço das licenças de CO2 na Europa. Desde fevereiro de 2022, o preço médio de mercado escalou para patamares com frequência superiores a 200 €/MWh devido à elevação do preço do gás natural

Tendo em conta esta evolução e as modificações que se prevê possam vir a ocorrer até 2030 na constituição dos sistemas electroprodutores ibéricos, apresentam-se em seguida diversos comentários, de modo a procurar responder à pergunta formulada no título deste texto:

• i. em primeiro lugar, até final de 2020, a organização do MIBEL em torno de um mercado de tipo marginalista não foi colocada em causa, nomeadamente porque os preços médios anuais eram relativamente reduzidos;
• ii. neste período o valor das tarifas feed in era superior ao preço médio de mercado, o que se traduzia em subsídios atribuídos à PRE cujos montantes eram pagos pelos consumidores através da Tarifa de Uso Global do Sistema. Estes subsídios eram encarados como incentivos à realização de novos investimentos em tecnologias cuja maturidade era de início reduzida;
• iii. desde 2021, o preço médio de mercado tem vindo a assumir valores mais elevados que as tarifas feed in, de modo que a PRE tem agora um efeito de redução do preço final pago pelos consumidores;
• iv. em qualquer dos casos, quer até ao final de 2020, quer após o início de 2021, verifica-se que o preço pago pela energia elétrica pelos consumidores finais tem uma relação cada vez mais distante com o preço de mercado;
• v. por exemplo, em 2019, e considerando um consumidor típico em baixa tensão, a Tarifa de Energia correspondia a uma parcela de cerca de 40% do valor total, antes de impostos, e a Tarifa de Uso Global do Sistema era responsável por cerca de 25% do valor total, estando a maior parte deste montante associado aos subsídios pagos à PRE - ou seja, estava de facto relacionado com custos de produção. Assim, a remuneração total da produção de energia elétrica correspondia a quase dois terços do montante pago por esse consumidor, enquanto os preços de mercado determinavam apenas 40% desse valor por via da Tarifa de Energia;
• vi. esta relação cada vez mais distante tenderá a manter-se ou a aumentar se se verificar até 2030 a evolução do sistema electroprodutor prevista no Plano Nacional de Energia e Clima 2020 – 2030 com o aumento da capacidade instalada eólica de 5 400 para cerca de 9 000 MW, da capacidade solar fotovoltaica de 1 400 para cerca de 9 000 MW, e da capacidade hídrica de 7 200 para 9 000 MW. Esta evolução determinará, por exemplo, que em períodos com muita produção eólica e hídrica ou com muita produção solar fotovoltaica, possam ser obtidos preços de mercado muito reduzidos ou nulos;
• vii. deste modo, os preços da energia pagos pelos consumidores finais ficarão cada vez mais desacoplados dos preços de mercado e os proveitos obtidos no mercado diário pelas centrais térmicas remanescentes no sistema (nomeadamente, as centrais a gás natural) serão mais reduzidos. Estas centrais, a par das hídricas, irão desempenhar um papel importante em termos do fornecimento de serviços de reserva e de inércia, pelo que uma parcela relevante dos seus proveitos estará cada vez mais associada ao fornecimento destes serviços;
• viii. nestas condições, torna-se cada vez mais difícil explicar a um consumidor de energia elétrica a relevância do mercado diário de tipo marginalista, uma vez que o preço da energia elétrica em €/kWh que lhe é cobrado apresenta uma relação cada vez mais indireta e por vezes tortuosa com os preços obtidos no mercado

Tendo em conta estes comentários, parece hoje claro que a energia elétrica que em 2030 será produzida e efetivamente paga ao preço obtido no mercado diário será cada vez mais reduzida, uma vez que uma parte cada vez mais significativa da produção estará associada a regimes contratuais diferentes. Acresce que o número anual de horas com preço nulo ou muito reduzido tenderá a aumentar, obrigando a Produção em Regime Ordinário sobrevivente a procurar outros proveitos, por exemplo nos mercados de reservas ou em futuros contratos para aprovisionamento de inércia.

Assim, tendo em conta esta evolução e os problemas e deficiências que é possível identificar nos mercados diários atuais, admite-se como muito provável a sua eliminação a médio prazo com a generalização da contratação bilateral e a eventual existência de mercados intradiários de tipo marginalista, funcionando com um gap temporal em relação à entrega física mais curto, e sobretudo utilizados para contratar pequenas quantidades de energia elétrica ou para ajustar posições compradoras ou vendedoras pré existentes.