Análise de estratégias para participação ativa de consumidores na contratação bilateral de eletricidade em mercados liberalizados

Pode-se constatar que a energia elétrica, desde o início do século XX, assumiu um papel fundamental na nossa sociedade, tornando-se nos dias de hoje uma necessidade de primeira ordem. Infelizmente, cerca de 1,2 mil milhões de pessoas ainda vivem sem eletricidade e a quota das energias renováveis no consumo global apenas aumentou ligeiramente em 20 anos, como revela um relatório coliderado pelo Banco Mundial e pela Agência Internacional da Energia. Nos últimos anos, com o objetivo de alcançar um modelo de Mercado de Energia Elétrica (MEE) que seja livre, competitivo, o setor elétrico de diversos países sofreu inúmeras alterações. Em particular, ocorreu a reestruturação da organização de várias empresas monopolistas, sendo que estas, sendo verticalmente integradas não tinham qualquer concorrência, gerindo desde a produção até à venda da eletricidade, produzindo, transportando e distribuindo a energia elétrica. O modelo de mercado tem também como objetivo permitir melhores condições para os consumidores finais de energia, mais precisamente preços mais baixos. Atualmente, a estrutura do mercado retalhista apoia-se na coexistência de duas formas de contratação de fornecimento de energia elétrica (ERSE, 2009):  contratação em mercado regulado, a partir de contratos bilaterais, ou no mercado organizado, através de aplicação de tarifas integrais reguladas;  contratação em mercado liberalizado, em que as condições de negociação de energia, que serão definidas entre as partes e a componente de acesso às redes, são aplicadas através de preços regulados. Os principais objetivos desta dissertação são os seguintes: (i) estudar a contratação bilateral de energia em mercados liberalizados, com principal ênfase para o desenvolvimento de estratégias que possibilitem uma participação ativa dos consumidores, (ii) testar novas estratégias de negociação através do desenvolvimento de um caso de estudo sobre a participação efetiva de consumidores na contratação bilateral, baseado em dados dos mercados sobre preços e volumes de energia, e (iii) adotar um modelo de negociação bilateral, previamente desenvolvido, e estendê-lo por forma a representar as preferências dos negociadores, nomeadamente com o modelo multiplicativo. Em termos sucintos, os resultados obtidos com as estratégias de negociação permitem concluir que os intervenientes no mercado apresentam um comportamento esperado na gestão de preços e volumes de energia. Pode-se também afirmar que as estratégias constituem um auxiliar efetivo na tomada de decisão inerente à negociação bilateral em mercados de energia.

Desenvolvimento de um modelo computacional para simulação de limitadores de corrente supercondutores indutivos

As redes do sistema de energia elétrica formam uma infraestrutura determinante para a qualidade da energia fornecida. À medida que os níveis de falha de corrente aumentam, surge um risco crescente de que tais falhas excedam a capacidade de proteção dos dispositivos energéticos, expondo as redes a danos muito dispendiosos. A tecnologia dos materiais supercondutores de alta temperatura possibilitou a criação de uma nova gama de limitadores de corrente, cujas características são consideravelmente vantajosas face aos dispositivos convencionais. Apesar da necessidade de um sistema criogénico, estes dispositivos operam de forma passiva, limitando eficazmente os picos de corrente e sem a interrupção do fornecimento de energia. Com este trabalho pretende-se desenvolver um modelo computacional, em Simulink, adequado à simulação de limitadores de corrente supercondutores do tipo indutivo (LCSi) de blindagem magnética, que possam ser utilizados na simulação de diferentes tipos de redes (com distintas cargas e fontes).

Estudo técnico-económico de um sistema solar termoelétrico com back-up a biomassa

Este trabalho consistiu no estudo técnico-económico (dimensionamento) de uma central térmica solar de torre norte, com back-up a biomassa (pellets) para produção de energia elétrica. A partir da plataforma PVGIS obteve-se a irradiação normal direta, DNI, da região do Alentejo, Portugal, segundo critérios descritos na secção 3.1. O valor anual obtido foi de 2319 !"ℎ/%&, valor este que foi convertido em energia elétrica, obtendo-se, assim, um montante de 105.761.800 kWh por ano, em 25 anos. Estas importâncias foram obtidas através dos equipamentos que constituem a central, entre eles o campo solar (composto por 2067 helióstatos com área total de 188097 %&), a torre (convertendo a concentração da DNI para energia térmica ao fluído de transferência de calor, HTF), o bloco de potência (composta por permutador de calor, turbina, gerador elétrico e outros) e com ajuda de uma caldeira a biomassa (pellets) que consome cerca de 24.001,23 toneladas de pellets por ano. O estudo económico foi realizado num modelo executável no Excel, calculando, assim, o custo total do sistema, 138.515.886,87 €. A partir deste valor calcularam-se os indicadores económicos (Valor Atualizado Líquido, VAL=-12.282540,28 €) com uma tarifa bonificada de 0,22114 €/kWh, que indica que o sistema termo solar com back-up a biomassa (pellets) não é viável economicamente (e o mesmo acontece com o sistema termo solar sem a biomassa). O dimensionamento técnico do sistema CSP de torre é feito a partir de um modelo matemático executado em Excel e MatLab e pelo software System Advisor Model, SAM e o da caldeira a pellets é concretizado também no Excel. Os resultados do modelo matemático foram comparados com os valores obtidos no SAM para o mês típico de julho comprovando, assim, as fórmulas e conceitos contidos no estado da arte. Realizou-se, também, uma comparação dos valores anuais do sistema obtidos no SAM com os valores reais da Gemasolar (em Espanha), demonstrando então a veracidade dos valores obtidos no dimensionamento feito para Portugal.

Integração de energias renováveis num modelo de edifício de Balanço Energético Quase Zero (NZEB)

Neste estudo aborda-se o novo conceito dos edifícios com necessidades quase nulas de energia (Nearly Zero Energy Buildings, NZEB) no parque edificado Europeu, nomeadamente os edifícios de habitação que serão construídos a partir de 2020. Estes edifícios terão que respeitar os requisitos mínimos de eficiência energética de modo a reduzir a dependência dos combustíveis fósseis que tem vindo a aumentar significativamente ao longo dos últimos anos. Ao longo deste trabalho foi modelado e dimensionado um edifício de habitação unifamiliar situado na zona de Lisboa e recorreu-se a técnicas e estratégias que aumentam a eficiência energética do mesmo. Este dimensionamento foi feito recorrendo ao software DesignBuilder, tendo sido em seguida efetuada uma análise energética, com recurso ao software EnergyPlus. Posteriormente à análise estar feita, realizou-se um estudo utilizando o software SolTerm para se integrar sistemas de produção de energia renovável no edifício, de modo a tentar suprir as necessidades energéticas do edifício no que se refere a aquecimento ambiente, águas quentes sanitárias (AQS) e necessidades elétricas. Para suprir as necessidades de arrefecimento e aquecimento que o sistema solar térmico não tem capacidade de suprir foi introduzida uma bomba de calor, reduzindo assim o consumo elétrico tornando o edifício mais sustentável. Já para produção de energia elétrica foi inserido um sistema solar fotovoltaico. Foi avaliada também nesta fase a relação custo-benefício da aplicação de cada um destes sistemas, de modo a escolher aquele que maximiza o suprimento das necessidades e que ao mesmo tempo é economicamente viável. Por último foi realizada uma análise crítica aos resultados obtidos e é feito o enquadramento com o que é pretendido num edifício NZEB.

A bombagem hidroelétrica em Portugal no quadro do mercado ibérico

Portugal tem vindo a reduzir na produção de energia elétrica com base nos sistemas convencionais de origem fóssil, em contraste com a forte aposta no sector das energias renováveis, privilegiando essencialmente a energia eólica e hídrica através de projetos de grandes dimensões. A maioria das fontes renováveis são caraterizadas pela sua imprevisibilidade e variabilidade, implicando por vezes défices e excessos de produção conforme os fatores meteorológicos. As centrais hídricas reversíveis têm a capacidade de armazenamento de energia, através da bombagem de água nos períodos em que existem excessos de produção de energia elétrica, turbinando-a nas horas em que existe maior procura. Esta funcionalidade tem sido alegada para a implementação de um conjunto de novos aproveitamentos hidroelétricos deste tipo no país. Tendo em conta os aspetos referidos, este trabalho tem como objetivo principal analisar a bombagem hidroelétrica em Portugal, de modo a verificar como é usada a capacidade de bombagem já instalada, e se a nova capacidade apresenta ou não benefícios ao país. Esta análise é feita num contexto de mercado ibérico em que são analisadas as interligações entre Portugal e Espanha, tendo em conta a estreita ligação entre a bombagem e a importação/exportação de energia elétrica. Os resultados do presente estudo indicam que existe um excesso de potência de bombagem atualmente instalada no país. A capacidade instalada ou em instalação ultrapassa o dobro do solicitado, sem contar com novas barragens. Nas condições presentes do mercado a rentabilidade da bombagem é marginal nos empreendimentos existentes e negativa em qualquer empreendimento novo. Relativamente às interligações e redes internas de Portugal e Espanha, têm sido alvo de constantes reforços, o que contribuiu para uma reduzida percentagem de congestionamentos nas interligações em 2014 e consequentemente preços de mercado diário idênticos entre os dois países na grande maioria do tempo. Nas condições presentes do mercado a oferta é excedentária, encontrando-se já ao nível das metas assumidas para 2030.

Proposta e avaliação termodinâmica de soluções para o aproveitamento da exergia na regaseificação de GNL

Uma vez que o gás natural liquefeito (GNL) é transportado a uma temperatura criogénica de -162 °C e como os gasodutos recebem o gás natural (GN) à temperatura ambiente, existe neste sistema exergia que pode ser usada na produção de energia elétrica. A presente dissertação consiste na proposta, avaliação e comparação termodinâmica de diferentes ciclos para produção de energia elétrica, através do aproveitamento da exergia do GNL, aquando da sua transformação em GN, para introdução nos gasodutos. Neste trabalho, considerou-se como caso de estudo o terminal de GNL de Sines, em Portugal, que atualmente não tem implementada nenhuma solução para o aproveitamento da exergia disponível. Considerando os critérios de projeto, definidos de acordo com as características do terminal de Sines e, usando água do mar como fonte de calor, simularam-se e compararam-se os seguintes tipos de ciclos: o ciclo existente no terminal (CE), sem produção de energia; o ciclo de expansão direta do GN (CED); os ciclos tipo Rankine (CTR); os ciclos tipo Rankine com expansão direta (CTR+ED); e os ciclos tipo Rankine com apoio de energia solar (CTRS). Consideraram-se sete fluidos de trabalho (FT) diferentes: propano, etano, etileno, dióxido de carbono, R134a, R143a e propileno. As potências líquidas máximas obtidas para cada ciclo demonstram que: com o CE gastam-se cerca de 1182 kW para fazer o processamento de GNL; com o CED é possível gastar apenas 349 kW; com os CTR é possível obter uma potência líquida positiva ao processar o GNL, produzindo até 2120 kW (usando propileno como FT); com os CTR+ED é possível produzir 2174 kW (também usando propileno com FT); e com os CTRS é possível produzir até 3440 kW (valor médio anual) (usando etano como FT). Fez-se a otimização multi-objetivo dos ciclos tendo-se considerado alguns aspetos económicos. Além da maximização da potência líquida, para os CED, CTR e CTR+ED minimizou-se a área de transferência de calor total dos permutadores de calor e para os CTRS minimizou-se a área de coletores solares instalada.

A negociação no mercado a prazo do MIBEL

This master thesis has been developed during the internship in the Supervision Department of Supervision of the Intermediation and Market Structures of CMVM. My collaboration in such department was mainly focused on the derivatives market of the Iberian Electricity Market (MIBEL). MIBEL embodies two organized markets – the derivatives market in Portugal and the spot market in Spain The trading activity in the derivatives market of MIBEL is processed through the trading platform of the regulated market managed by OMIP, however, much of the negotiation is over-the-counter. The aim of this work is to describe the market from a legal and economic perspective and to analyse the evolution of the negotiation, namely the impact of OTC in the regulated market trading. To achieve this, I propose to analyse also MiFID and EMIR rules over derivative contracts and the role of central counterparties, as they both are important to the discussion. In parallel, we found that OTC transactions are considerably higher than those traded in the regulated market managed by OMIP, those findings can be justified by the contractual relationships based on trust already established between the partiesarties. Nevertheless, since 2011 this trend changed by an increase of the registered OTC. Thereafter, although the parties continued to trade bilaterally, these transactions were registered in a central counterparty in order to eliminate the inherent risks related to the OTC derivatives transactions. This change in the negotiation pattern may also be influenced by the mandatory reporting of transactions imposed by EMIR, that requires for some classes of derivatives the centralized clearing and for all other requires the implementation of risk mitigation techniques.