O previsível aumento da produção de eletricidade a partir de fontes renováveis de eletricidade, como a solar fotovoltaica e a eólica conduzirá a que as centrais termoelétricas sejam progressivamente encerradas, esperando-se que fiquem, contudo, disponíveis alguns grupos de centrais térmicas de ciclo combinado alimentadas a gás natural para garantia da segurança de abastecimento. As centrais hidroelétricas continuarão a ter um papel relevante, em particular quando associadas a unidades de bombagem.
Neste cenário, o mercado marginalista criado para um modelo dominado por centrais térmicas e onde as próprias centrais hidroelétricas fazem ofertas numa lógica de atribuir valor à água, por substituição de produção termoelétrica, deixará de fazer sentido. Haverá períodos com grande volume de oferta de produção renovável e outros de escassez de produção de eletricidade, levando a que o preço de mercado passe a ser definido não pela oferta, mas sim pela procura que passará a apresentar uma caraterística de elasticidade significativa, conduzindo a que possam ocorrer preços no mercado grossista muito elevados. As diretivas Europeias assim o determinam, e o MIBEL passará também a apresentar esta possibilidade ao contrário do que ocorria até aqui.
Face a um cenário deste tipo, e para evitar a ocorrência de situações de preços excessivos será necessário conceber um mercado de capacidade onde participarão as centrais hidroelétricas que estejam preparadas para esta situação (em particular as centrais reversíveis de armazenamento), os sistemas de armazenamento que utilizem baterias, as centrais de ciclo combinado e os consumidores que demonstrem terem capacidade para fazer ofertas firmas de consumo a descer, disponibilizando assim capacidade ao sistema. O desenho deste mercado precisa ainda de bastante reflexão, nomeadamente no que concerne ao tipo de produtos a oferecer. Os mecanismos de capacidade irão assim proteger os consumidores dos picos de preços da eletricidade em momentos de escassez.
É também possível que num cenário deste tipo os contratos de longo prazo proliferem para reduzir a incerteza dos investimentos face as volatilidades da evolução da produção.
Neste cenário futuro a curva de procura será também cada vez mais plana, graças à flexibilidade oferecida pelos consumidores (industriais, domésticos, …) e devido à utilização crescente do armazenamento. Fica então a pergunta se os sinais horários para o custo da energia ainda serão relevantes, ou teremos que desenvolver um novo produto associado à capacidade (não horário) que terá que ter um peso significativo na formação do preço final de mercado, quando comparado com o preço da componente de energia.
Acresce que o sistema necessitará de maior volume de serviços de sistema de balanço para fazer face a rampas de consumo ou de redução de produção e à própria variabilidade temporal dos recursos primários, serviços estes que poderão ser fornecidos por qualquer tecnologia de produção, incluindo as renováveis eólica e solar fotovoltaica. Para além dos serviços fornecidos pelos geradores haverá o mesmo tipo de serviços a serem fornecidos pelos sistemas de armazenamento e pela flexibilidade do consumo (por exemplo os sistemas de carregamento dos veículos elétricos e próprias as baterias dos veículos elétricos que serão exploradas em modo V2G).
Esta evolução do redesenho dos mercados de eletricidade ocorrerá em duas grandes etapas.
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Numa primeira fase haverá ainda um número significativo de ciclos combinados e o mercado marginalista ainda poderá ser explorado (pelo menos em alguns períodos);
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Numa fase mais avançada, a produção térmica não será mais utilizada, podendo ficar apenas como reserva para situações extremas, mas não participará na definição dos preços do mercado diário.
Este tipo de exercício de especulação sobre a evolução do mercado de eletricidade do futuro é de extrema importância quando o PNEC2030 de Portugal e Espanha apontam para um cenário em que podem estar em operação nos dois países em 2030 um mix de produção que incluirá 47 GW de produção solar fotovoltaica, 59 GW de produção eólica e 33 GW de capacidade instalada em centrais hidroelétricas (incluindo centrais de bombagem mistas e puras).
Nos próximos 1 / 2 anos será, pois, necessário começar a desenvolver este tipo de exercícios, para que possamos encontrar a melhor solução que sirva o interesse dos consumidores e garanta o cumprimento das metas ambientais do acordo de Paris, procurado evitar um estado de emergência climática. Em todo este exercício haverá que atender a muitos detalhes para concebermos uma solução minimamente robusta.
João Peças Lopes é diretor associado do Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores, Tecnologia e Ciência (INESC TEC) e Professor Catedrático da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto. É doutorado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores e foi responsável por dezenas de projetos nacionais ou europeus nesta área, tais como a definição de especificações técnicas para a integração de energia eólica no Brasil. É vice-presidente da Associação Portuguesa de Veículos Elétricos.
