Com a criação de um mercado energético comum seria possível aos consumidores escolherem livremente o seu fornecedor de energia, e, deste modo, com o aumento da concorrência, os consumidores obteriam em simultâneo uma melhoria na qualidade do serviço e preços mais económicos.

Inicialmente, o arranque do MIBEL estava previsto para 20 de Abril último, mas devido essencialmente à mudança do governo em Espanha e à questão dos CAE em Portugal, verifica-se um atraso de quatro meses que será aumentado; uma vez que dificilmente antes da Cimeira Luso-Espanhola prevista para Novembro em Santiago de Compostela, seja dado um passo decisivo para o funcionamento efectivo do mercado.

Fases da Integração. Inicialmente a contratação de energia eléctrica pode-se efectuar segundo 3 modalidades:

1. No Mercado Spot (diário) através da empresa espanhola OMEL; 2. No Mercado a Prazo com liquidação física (por um prazo máximo de um ano) através da empresa portuguesa OMIP; 3.Por contratação bilateral, com um prazo mínimo de um ano.

No caso concreto do mercado a prazo, interessa implementar a possibilidade de contratos a prazo puramente financeiros, sem a obrigatoriedade da entrega física da energia. Esta opção adicionava liquidez ao mercado a prazo, trazendo benefícios económico-financeiros para a OMIP.

Implementando a resolução do Governo Português e Espanhol na Cimeira Luso-Espanhola, celebrada na Figueira da Foz, em Novembro de 2003, a portuguesa OMIP e a espanhola OMEL trocaram 10% dos seus capitais sociais.

Ficou igualmente acordado que, passado um ano do funcionamento do mercado, nenhum accionista poderá ter mais de 5% do capital social de nenhum dos operadores de mercado e o sector eléctrico no seu conjunto não pode possuir mais de 40% do capital de qualquer dos operadores.

Dois anos após a entrada em funcionamento do mercado, os operadores: português e espanhol fundem-se num Operador Único de Mercado (OMI). Esta fusão não implica obrigatoriamente a existência de um único pólo, podendo coexistir com a fusão um pólo em Portugal e outro em Espanha com competências distintas.

Consumos no Mercado Ibérico. O consumo na Península Ibérica de energia ronda os 250 Twh, sendo a Espanha a consumir cerca de 80% do total.

Actualmente, o consumo de energia per capita em Portugal e Espanha está bastante abaixo dos restantes países da antiga EU. Isto deve-se a três razões:

1. Menor industrialização da Península Ibérica face a países como Inglaterra ou Alemanha; 2. Menor utilização de aparelhos fortemente consumidores de energia como aparelhos de ar condicionado, aquecedores e sistemas de aquecimento central; 3. Ao Sol único da Península, que substitui a luz «eléctrica».

As taxas de crescimento anuais, referentes ao consumo de energia no Mercado Ibérico são próximas de 6%; ou seja, as maiores da Europa. Este facto, traz boas perspectivas as empresas do sector eléctrico e, consequentemente, aos operadores de mercado, que podem transaccionarmaiores volumes de energia.

Em Portugal, a EDP tem praticamente o monopólio da distribuição / comercialização de energia, sendo a produção cerca de 70% da distribuição. O facto de Portugal não produzir tudo o que distribui não se deve ao facto de não possuir capacidade instalada para mais de 100% do consumo, mas sim porque é economicamente mais vantajoso comprar fora do que ela própria produzir.

Outra questão que pode ser suscitada, é porque em 2002 a produção foi inferior a 2001?

Porque 2001 foi um ano muito chuvoso e como tal a produção hídrica (mais económica) contribuiu com cerca de 13,7 Twh na produção. Em 2004, a situação foi inversa e a produção hídrica cifrou-se em 7,3 Twh. A importação de energia está associada ao facto de a pluviosidade ser elevada ou reduzida.

Por outro lado, em Espanha a produção e distribuição está repartida por várias empresas: a Iberdrola e a Endesa, ambas maiores que a EDP; e a União Fenosa e Hidrocantábrico, menores que a EDP mas «players» importantes no Mercado Ibérico.

Exceptuando a Hidrocantábrico, as restantes empresas espanholas, apesar de também estarem integralmente verticalizadas, também produziram menos do que distribuíram por razões de racionalidade económica.

Esta diferença entre a produção e a distribuição nas várias empresas do sector eléctrico e, simultaneamente, o facto de possuírem capacidade instalada não utilizada, é o que permite ao OMIP (Operador Ibérico de Energia - Pólo Português) ter expectativas de negócios em que as empresas do sector injectaram ordens de venda (excesso de capacidade instalada) e ordens de compra (questões de racionalidade económica).

Convém não esquecer que estão em curso investimentos em Portugal e Espanha no âmbito de centrais termoeléctricas de ciclo combinado, no sentido de aumentar a capacidade instalada. Tal situação irá ter implicações no cenário de operações e poderá a médio prazo favorecer os consumidores de energia, com preços mais favoráveis. Estas centrais irão vender a sua energia no mercado livre.

Perspectivas da OMIP. A empresa portuguesa OMIP, encarregue do mercado a prazo, pode no caso de haver vontade política e cooperação da sua homóloga espanhola desenvolver um conjunto de produtos (também financeiros) que a posicionem com competências próprias, dando visibilidade ao pólo português.

Ao fazermos o paralelo com a maior bolsa europeia de energia: Nordpool (Países Nórdicos), podemos antever um cenário futuro para a OMIP.

A Nordpool iniciou, em 1993, na Noruega, o Mercado a Prazo de Energia com o sistema de leilão e contratos de entrega física da energia. Em 1994, o sistema de leilão foi substituído pela negociação contínua e para promover a liquidez no mercado foi substituída nos contratos a ideia de entrega física de energia por contratos financeiros.

Com a entrada da Suécia, em 1996, na Nordpool, foi desenvolvida uma plataforma informática para a negociação pelo Grupo Sueco OM (a entidade que desenvolveu o sistema de informação e negociação da OMIP).

Desde 1996 até à actualidade a Nordpool tem vindo a desenvolver novos produtos, sempre adaptados às necessidades dos membros, que permitiram níveis de crescimento e volumes de transacção que chegam a superar em três vezes o consumo de energia na Escandinávia.

Sabendo que o consumo anual de energia na Escandinávia é de 450 Twh e olhando para os dados de 2000 a 2003, verificamos que em 2002 foram negociados na Nordpool 1.143 Twh e o Clearing compensou ordem de compra e venda no montante de 2.089 Twh. Como se pode observar a bolsa tem uma enorme liquidez, transaccionando bastante acima dos consumos.

Até 2002, a Nordpool teve taxas de crescimento positivas sempre de dois dígitos e em alguns anos superiores a 100%, o que fazendo um paralelo com a OMIP, deixa boas perspectivas ao pólo português do mercado ibérico.

No entanto, em 2003 a negociação e a compensação sofreram ambas uma queda de 42%, o que pode indicar que o pico já foi atingido e a bolsa de energia escandinava está na parte descendente da montanha.

A Nordpool está a introduzir novos produtos e em simultâneo captar novos membros, nomeadamente produtores com níveis de produção abaixo dos 3 Twh. A ideia é injectar liquidez no mercado e inverter a tendência iniciada em 2003.

Em resumo, a comparação entre a Nordpool e o futuro do OMIP lança um ponto favorável e dois desfavoráveis.

O aspecto favorável prende-se com os excepcionais volumes transaccionados desde o ano de 2000, os pontos negativos são a queda abrupta de 2003 e o longo processo de adaptação dos membros e agentes ao mercado desde 1993 a 1999, registando-se durante este período níveis de transacção reduzidos apesar de sempre crescentes, num sentido de consolidação de mercado.

É com a comparação do que correu melhor e pior em mercados internacionais como a Nordpool (Países Nórdicos), a EEX (Alemanha), a UK Power Exchange (Reino Unido) e a recente Powernext em França; que o OMIP pode queimar etapas e posicionar-se como uma bolsa de transação de energia no mercado a prazo de referência no panorama europeu.