Artigo Longo. EM 4 LINHAS:
- João Galamba diz que mercados (spot + capacidade) garantem resiliência e que custos não são “aferíveis a priori” – são descobertos pelo mercado
- Mas se um TSO define ex-ante necessidades de inércia e capacidade firme, isso JÁ É planeamento centralizado. O mercado só executa
- Texas 2021 mostra o que acontece quando se confia só em sinais de preço: 210 mortos, sistema colapsou. IEA e ENTSO-E confirmam que custos de sistema são calculáveis e essenciais
- A pergunta que fica: que país conseguiu fiabilidade >99,9% e descarbonização >70% só com mercados, sem planeamento centralizado? Não existe
O ex–Secretário de Estado da Energia João Galamba continua a alimentar o debate público sobre política energética com os seus artigos no ECO e respondeu aos comentários que lhe fiz. Agradeço a resposta e retribuo com a clareza que o tema merece: onde é que discordamos exactamente – e o que ficou por responder?
Prefiro falar no concreto. Por isso reformulo as questões com exemplos verificáveis. Lamento não ter o dom da brevidade, mas tentarei ser o mais preciso possível.
1. Mercados garantem resiliência estrutural?
O Dr. Galamba escreveu que “depende dos mercados de que se fala”.
Mas a minha pergunta era bem específica: os mercados grossistas de eletricidade, tal como desenhados na Europa e nos EUA, planeiam resiliência de longo prazo?
Exemplo concreto: Texas, Fevereiro de 2021
O ERCOT (operador do Texas) operava num mercado energy-only – sem mecanismos de capacidade, confiando apenas em sinais de preço para garantir adequação.
O relatório oficial da Comissão Federal Reguladora de Energia dos Estados Unidos (FERC) e da Corporação Norte-Americana de Fiabilidade Elétrica (NERC), de novembro de 2021, The February 2021 Cold Weather Outages in Texas and the South Central United States, documenta que o sistema sofreu “paragens não planeadas de unidades de geração durante condições de pico de carga no inverno” (FERC/NERC, Sec. A, p. 9). As “paragens relacionadas com congelamento” ocorreram em unidades geradoras, sendo que os problemas de fornecimento de gás natural causaram a maioria (87%) das falhas e reduções de capacidade (FERC/NERC, p. 16).
O relatório concluiu que o modelo de mercado falhou em proporcionar incentivos à resiliência estrutural: as centrais não estavam protegidas contra o frio (winterization), não havia reservas de combustível e o sistema colapsou apesar de os preços terem atingido o teto regulatório de 9.000 $/MWh (FERC/NERC, p. 10).
Foram afetados mais de 4,5 milhões de consumidores, com 210 mortes confirmadas (FERC/NERC, p. 9, citando Texas Department of State Health Services) e pelo menos 80-130 mil milhões de dólares em prejuízos (Federal Reserve Bank of Dallas, FERC/NERC, p. 10).
A FERC/NERC reconhece agora que os “proprietários de geradores devem ter a oportunidade de ser compensados pelos custos de readaptação (ou conceção de novas unidades) para operar a temperaturas ambiente extremas” (FERC/NERC, Recomendação-Chave 2, p. 191), o que implica que o custo da resiliência deve ser assegurado através de mecanismos que não são providos pelo mercado de energia.
Tudo isso seria “ineficiente” – até ao dia em que foi absolutamente necessário.
Este modelo foi durante anos a referência de eficiência liberal.
Hoje é visto – pela própria Comissão Europeia e pela ERSE – como insuficiente para garantir segurança de abastecimento.
A própria FERC recomenda agora padrões obrigatórios de resiliência e coordenação entre os setores elétrico e do gás natural, reconhecendo que os sinais de preço por si só não asseguram fiabilidade.
Posição da Comissão Europeia e da ERSE
A crise energética revelou, nas palavras da Comissão Europeia na Proposta de Reforma do Design do Mercado Elétrico da Comissão Europeia (COM(2023) 148 final), “várias lacunas importantes” (COM(2023) 148, p. 24) e a “falta de resiliência à súbita subida dos preços da energia” (COM(2023) 148, p. 2). Posteriormente adotada através do Regulamento (UE) 2024/1747 de 13 de junho de 2024 que altera os Regulamentos (UE) 2019/942 e 2019/943, propõe “criar um amortecedor entre os mercados de curto prazo e as faturas” (COM(2023) 148, p. 2), incentivando contratação a prazo mais longa (PPAs, CfD) para proporcionar “receitas seguras e estáveis” aos promotores e “reduzir o risco e os custos de capital” (COM(2023) 148, p. 4).
Estes instrumentos são intervenções estruturais destinadas a corrigir a insuficiência dos mercados spot.
A ERSE, no seu Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento de Eletricidade 2023-2024, descreve o quadro nacional de capacidade/segurança, incluindo incentivos históricos à capacidade garantida (ex.: Sistema Eletroprodutor do Tâmega) e a evolução do quadro europeu dos mecanismos de capacidade.
Portugal não é ainda um mercado energy-only puro, mas tende para esse modelo com o fecho das térmicas sem substituição firme, dependência crescente de interligações e resistência a mecanismos de capacidade estruturais.
A Península Ibérica tem limitações que o Texas não tinha: interligações mais fracas, maior dependência renovável, menor escala.
Pergunta directa: Se funcionou mal no Texas, porque funcionará aqui?
E se a resposta for “mas teremos mercados de capacidade”, então a questão torna–se: quem define que capacidade é necessária, com que critérios e com que horizonte? Essa definição é planeamento centralizado – o mercado apenas executa a decisão já tomada.
2. Como se comparam tecnologias sem análise de custos totais?
O Dr. Galamba escreveu que “a dúvida parece assentar no desconhecimento/negação do papel dos preços/custos”.
Não é desconhecimento. É engenharia.
Trabalho há duas décadas no desenho, construção e comissionamento de sistemas críticos – FPSO, centrais térmicas, infraestruturas industriais, centros de dados. Aprendi que o problema não é desconhecer o papel dos preços – é conhecer demasiado bem o que os preços não conseguem medir.
Quando se otimiza apenas uma variável, o sistema colapsa na primeira variável que não foi contabilizada.
Em 2021, o Texas descobriu isso à custa de 210 vidas. Os preços estavam a funcionar perfeitamente – tinham chegado aos $9.000/MWh. O mercado estava a ‘minimizar custos’. Como se calcula esse custo em vidas humanas?
As centrais não tinham proteção contra o frio, porque essa proteção não tinha preço até ter custo.
O meu ponto é precisamente o oposto do que o Dr. Galamba sugere: não se podem minimizar custos sem os identificar e medir correctamente.
Exemplo concreto: comparação de tecnologias
Imagine-se que é necessário decidir entre três investimentos para garantir 1000 MW de capacidade firme em Portugal.
| Tecnologia | CAPEX | LCOE | Capacidade Firme (MW por 1000 MW instalados) |
Inércia | Papel no Sistema |
|---|---|---|---|---|---|
| A) CCGT a gás natural | Médio | ~60 €/MWh | 1000 MW (24/7) | Sim | Baseload/backup |
| B) Solar + baterias | Médio | ~40 €/MWh | 150-200 MW (fator capacidade 15-20%) |
Não | Intermitente, requer reservas |
| C) Hidro bombagem (ex.: Frades II) |
Alto | Variável | 1000 MW (multi-horário) |
Sim | Reserva + armazenamento |
CAPEX = Despesas de Capital para construir uma unidade produtora
LCOE = Custo nivelado de energia ao longo da vida útil de uma unidade produtora
Baseload = carga de base, é a quantidade mínima de energia fornecida ou consumida numa instalação durante um determinado período a uma taxa constante
Pergunta directa: Como escolher entre estas opções apenas com sinais de preço de mercado spot?
O mercado spot remunera energia (€/MWh) e premeia a optimização do LCOE.
Mas o sistema também precisa de:
- Capacidade firme (€/MW)
- Flexibilidade (€/MW·ramp)
- Inércia (€/GVA·s)
- Reservas (€/MW reserva)
São produtos diferentes.
O LCOE não compara – porque não integra:
- Custos de backup e balanceamento
- Valor da inércia para estabilidade do sistema
- Custos de rede (reforços para integrar solar difuso)
- Risco de dependência de importações
A insuficiência reconhecida do LCOE
A Agência Internacional de Energia (IEA), através do seu Programa de Investigação em Gases com Efeito de Estufa (IEA-GHG), publicou em 2020 o relatório Beyond LCOE: The Full Cost of Electricity, concluindo que o LCOE “sofre de fraquezas bem documentadas” e é “amplamente considerado como sendo pouco adequado” (IEA-GHG, Introdução, p. 3) para o sistema elétrico do século XXI, que enfrenta o desafio de fornecer energia acessível, fiável e sustentável.
O relatório demonstra que o LCOE “foca-se exclusivamente no custo da eletricidade produzida a partir de um dado ativo” e “negligencia abordar o elemento de conceção do sistema” (IEA-GHG, Introdução, p. 5).
O IEA-GHG propõe o desenvolvimento do conceito de “System LCOE” (sLCOE), que deve “ter em conta o impacto da implementação de uma quantidade marginal de uma dada tecnologia no custo e desempenho global do sistema” (IEA-GHG, p. 6) e distinguir os “serviços de rede que são mais valiosos” (IEA-GHG, Conclusões, p. 6). O estudo identificou que, para além da energia, a provisão de “capacidade firme” é de “valor crítico” para a segurança do abastecimento (IEA-GHG, Conclusões, p. 4).
Em suma, a própria IEA confirma que comparar tecnologias apenas pelo preço médio da energia é tecnicamente incorreto quando o objetivo é planear sistemas resilientes.
Esta análise sustenta a necessidade de estudos de custos totais, pois, como afirma Galamba, “1000 MW de nuclear, de centrais a gás ou a carvão não são iguais a 1000 MW de solar ou eólica”, mas difere na conclusão, insistindo que sem medir estes custos de sistema, a minimização não é possível.
Os custos são identificáveis ex-ante
Galamba afirma que estes custos “não são aferíveis a priori” – são descobertos pelo mercado. Mas isso é falso:
- Inércia necessária: calculável hoje por análise de estabilidade transitória (norma EN 50549)
- Capacidade firme: definível por critérios probabilísticos (LOLE < 3h/ano, conforme SO GL 2017/1485)
- Reforços de rede: quantificáveis por estudos de fluxo de potência
LOLE = Loss Of Load Expectation, Perda de Carga Esperada, representa o número esperado de horas por ano em que a produção de electricidade de um país não consegue satisfazer a procura, indicando potenciais interrupções ou apagões. A LOLE é crucial para definir padrões de fiabilidade nos mercados de eletricidade e avaliar a segurança do fornecimento.
Estes não são “descobertos” pelo mercado – são requisitos técnicos absolutos que definem o espaço de soluções viáveis. O mercado pode servir para satisfazê-los, mas não para aferir se são necessários.
Sem mercados explícitos para estes serviços – ou planeamento que os integre – o sistema converge para “low-LCOE”, mas será estruturalmente frágil.
Creio ter sido nesse sentido que o Governo propôs um estudo de custos totais do sistema.
O Dr. Galamba criticou esse estudo dizendo que “os custos não se minimizam dessa forma”.
Galamba usa “eficiência” como se fosse auto-evidente. Mas eficiência em quê? Minimizar €/MWh no spot? Sim. Minimizar risco sistémico? Não. Maximizar resiliência geopolítica? Não. São métricas diferentes, e o mercado spot optimiza apenas a primeira.
Minimizar custos sem contabilizar fiabilidade, inércia e reforços de rede é como otimizar um avião pelo peso e esquecer as asas.
Mas então como se minimizam? Com mercados que não incluem estas externalidades nos preços?
Quem define que serviços o sistema precisa? Se um TSO define ex–ante necessidades de inércia, reservas e capacidade firme, e depois cria “mercados” para as satisfazer, isso não é descoberta de mercado – é procurement público com leilão competitivo. Chamar-lhe “mercado” não muda a natureza do processo.
3. Inércia e estabilidade: “assegurado naturalmente” ou via planeamento?
O Dr. Galamba escreveu que inércia e controlo de tensão podem ser “assegurados naturalmente” e, quando não podem, há “instrumentos” e “mecanismos de mercado para satisfazer essas necessidades”.
O relatório técnico Inertia and Rate of Change of Frequency (RoCoF) (ENTSO–E, 2020) – elaborado pela Rede Europeia de Operadores de Sistemas de Transporte de Eletricidade – confirma que a desativação de geração síncrona e o aumento da geração por inversores levam a uma “diminuição da inércia do sistema” e a um aumento do RoCoF, o que representa uma “redução da margem de estabilidade transitória do sistema” (ENTSO-E, p. 14).
A ENTSO-E demonstra que, à medida que a inércia do sistema diminui, a taxa de variação da frequência (RoCoF) aumenta e eventos acima de 1 Hz/s tornam-se incontroláveis pelas proteções atuais (ENTSO-E, Conclusões e Recomendações, p. 45), levando a desligamentos em cascata.
O documento recomenda explicitamente que os operadores de rede (TSOs) planeiem e mantenham níveis mínimos de inércia, recorrendo a medição contínua, condensadores síncronos, sistemas grid-forming e armazenamento rápido.
O enquadramento regulatório europeu
O Regulamento (UE) 2017/1485 (System Operation Guideline), no seu Artigo 39.º, “obriga” os TSOs de uma área síncrona a realizar um “estudo comum para identificar se é necessário estabelecer uma inércia mínima exigida”. Se o estudo comprovar essa necessidade, os TSOs devem desenvolver uma “metodologia para a definição da inércia mínima exigida” para manter a segurança operacional.
Isto demonstra que o nível de inércia é decidido centralmente e não é descoberto pelos mecanismos de mercado. A regulação da UE exige planeamento prévio para garantir serviços como o controlo de frequência e a inércia para a estabilidade da rede.
Ou seja, a própria ENTSO–E reconhece que a estabilidade de frequência requer planeamento centralizado e instrumentos dedicados – não emerge espontaneamente dos mercados.
Reconhece também que os mercados actuais não remuneram adequadamente a inércia e os serviços de sistema.
Por isso propõe novos mecanismos (FFR, synthetic inertia procurement, mercados de serviços de sistema).
Estes mecanismos são planeamento centralizado.
São intervenções estruturais para corrigir falhas de mercado.
Pergunta directa: Concordamos então que mercados sozinhos não garantem estabilidade?
A estabilidade não se negocia em bolsa: mede-se em milissegundos, não em euros por MWh.
E aqui está o ponto central: mercados de capacidade, leilões de serviços de sistema, reservas estratégicas – tudo isso É planeamento centralizado com roupagem de mercado.
A questão não é mercado vs planeamento.
É saber QUEM decide o que planear: engenheiros ou traders.
Quando a ENTSO-E recomenda “mecanismos dedicados para garantir inércia”, está a recomendar planeamento. Quando o Reino Unido cria um mercado de capacidade, está a planear o portfolio tecnológico que quer no sistema. Quando a Alemanha mantém reserva estratégica, está a planear redundância.
São todas intervenções estruturais que definem ex–ante o que o sistema deve ter – e depois usam mecanismos de mercado como ferramenta de execução.
Isso não é “deixar o mercado decidir”. É decidir primeiro e usar o mercado para implementar.
O Regulamento (UE) 2017/1485 obriga TSOs a manter “níveis mínimos de inércia” (Artigo 39.º). Isso significa que a quantidade é decidida centralmente, não descoberta pelo mercado. O mercado pode competir para fornecer essa inércia, mas não decide quanta é necessária. Essa distinção é tudo.
4. Resumindo: em que discordamos?
As discordâncias são, como o Dr. Galamba escreveu, “entre duas formas de conceber e entender o planeamento e a operação de um sistema elétrico.”
A minha posição:
A rede elétrica tem física antes de ter economia. Sem estabilidade, não há mercado. Sem rede, não há sinal de preço. Frequência, tensão, inércia, reservas, estabilidade transitória – isto não desaparece porque mudámos o modelo de negócio. Mercados são ferramentas úteis para eficiência alocativa, mas não substituem planeamento estratégico de infraestrutura crítica.
Por isso:
- Estudos de custo total são essenciais para comparar opções estruturalmente diferentes
- Mecanismos de capacidade, leilões de serviços de sistema e planeamento de rede são planeamento centralizado – e bem
- Decisões sobre soberania energética, resiliência e reindustrialização não podem ser delegadas ao mercado spot
A posição do Dr. Galamba (peço que me corrija se estou errado):
Mercados bem desenhados, com os instrumentos certos, conseguem coordenar a diversidade tecnológica necessária para garantir fiabilidade e minimizar custos.
Estudos de custo total do sistema seriam desnecessários ou contraproducentes, porque “não é assim que os custos se minimizam”.
Se é isto, então a pergunta central é:
Onde é que este modelo funcionou?
Que sistema elétrico, em que país, conseguiu garantir simultaneamente:
- Fiabilidade > 99,9%
- Custos competitivos
- Descarbonização rápida
- Resiliência a choques (climáticos, geopolíticos)
…usando apenas mercados e sinais de preço, sem planeamento estratégico centralizado de longo prazo?
Peço exemplos concretos – não retórica.
Países comparáveis a Portugal que tenham descarbonizado > 70%, mantido custos industriais competitivos e assegurado segurança > 99,9%, sem mecanismos de capacidade nem planeamento estratégico centralizado.
Dinamarca?
Tem cabos HVDC para Noruega/Suécia (hidroelétrica como bateria continental).
O relatório IEA Energy Policy Review – Denmark 2023 confirma que o sistema elétrico dinamarquês tem uma “capacidade de reserva relativamente baixa em unidades térmicas de baseload” e que a resposta de emergência “baseia-se em importações e/ou corte de carga pelo TSO” (IEA Denmark 2023, p. 367).
A própria IEA reconhece que este modelo só é viável porque existe planeamento regional e capacidade síncrona abundante nos países vizinhos. Nas suas palavras, países com “interligações mais fracas” devem “assegurar fontes domésticas de flexibilidade e backup” (IEA Denmark 2023, p. 367).
Além disso, a IEA recomenda que a Dinamarca deve “melhorar o desenho dos concursos públicos refletindo critérios não-preço” (IEA Denmark 2023, p. 367) – reconhecendo que o preço sozinho é insuficiente.
Em suma, o sucesso dinamarquês é produto de planeamento e integração regional – não de mercados isolados.
Galamba não pode usar Dinamarca como prova de sucesso de mercados e simultaneamente defender que Portugal não precisa de interligações equivalentes ou capacidade firme doméstica. Ou defende planeamento regional tipo nórdico (que é planeamento centralizado à escala continental), ou admite que Portugal precisa de soluções domésticas – que também requerem planeamento.
Reino Unido?
Alemanha?
França?
Planeamento nuclear centralizado há décadas.
União Europeia?
A própria reforma do mercado elétrico europeu reconhece a necessidade de planeamento. O Regulamento (UE) 2024/1747 estabelece que os Estados-Membros devem “avaliar as suas necessidades de flexibilidade do sistema de energia e estabelecer objetivos para suprir essas necessidades” (Regulamento (UE) 2019/943, Artigo 19.º-C, n.º 1) e podem “conceber ou reformular mecanismos de capacidade para promover a flexibilidade hipocarbónica” (Regulamento (UE) 2019/943, Artigo 19.º-E, n.º 1), confirmando que a intervenção e o planeamento a longo prazo são necessários e regulamentarmente encorajados a nível da UE.
Não conheço nenhum.
Se o Dr. Galamba conhece, agradeço exemplos.
Sistemas críticos exigem redundância, não fé.
E a redundância é sempre uma decisão de engenharia, nunca de mercado.
Creio que é assim – com perguntas concretas, exemplos verificáveis e debate público transparente – que a política energética deve ser feita.
Não com estudos enterrados, nem com slogans, nem com fé cega em mercados ou em planeamento centralizado.
Com engenharia, economia e honestidade intelectual.
A questão nunca foi mercado versus plano – foi sempre quem planeia, com que objectivos, e com que horizonte temporal.
Nesse debate, prefiro a honestidade de assumir o planeamento à ficção de o negar enquanto se pratica.
Referências
Ponto 1 – A falha dos mercados energy-only (Texas 2021)
Federal Energy Regulatory Commission (FERC) e North American Electric Reliability Corporation (NERC), 2021.
The February 2021 Cold Weather Outages in Texas and the South Central United States
Comissão Europeia, 2023.
Proposta de Reforma do Design do Mercado Elétrico (COM(2023) 148 final) – EUR-Lex
Regulamento (UE) 2024/1747 de 13 de junho de 2024
Altera os Regulamentos (UE) 2019/942 e 2019/943
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PT/TXT/?uri=CELEX:32024R1747
ERSE – Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento de Eletricidade 2023-2024
CEER
Ponto 2 – A insuficiência do LCOE e a necessidade de custos de sistema
IEA Greenhouse Gas R&D Programme (IEA-GHG), 2020.
Beyond LCOE: Value of technologies in different generation and grid scenarios
Ponto 3 – A necessidade de planeamento para serviços de sistema (Inércia)
European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), 2020.
Inertia and RoCoF
Regulamento (UE) 2017/1485
Regulamento (UE) 2017/1485 da Comissão, de 2 de agosto de 2017, que estabelece orientações sobre a operação de redes de transporte de eletricidad
Ponto 4 – Exemplos de planeamento centralizado (Mercados de Capacidade)
Reino Unido: Capacity Market (desde 2014)
Electricity Market Reform: Capacity Market
Alemanha: Kapazitätsreserve
Clean Energy Wire: Glossary: Letter C
Dinamarca: IEA Energy Policy Review – Denmark 2023, Agência Internacional de Energia.
[Denmark 2023 Energy Policy Review] (https://iea.blob.core.windows.net/assets/9af8f6a2-31e7-4136-94a6-fe3aa518ec7d/Denmark_2023.pdf)