AleaSoft Energy Forecasting, 4 de março de 2026. A evolução dos mercados elétricos reflete-se não só nos preços horários, mas também na dinâmica interna da programação das unidades de geração. Num ambiente caracterizado por maior volatilidade, crescente penetração das energias renováveis e ajustes contínuos entre mercados, a diferença entre o Programa Diário Viável Provisório (PDVP) e o Programa Horário Final Contínuo (PHFC) torna-se um indicador relevante do comportamento estratégico. A análise dos dados correspondentes ao período de 2023 a 2025 para uma central de geração solar térmica permite observar como a programação inicial do mercado diário evolui após a negociação intradiária, revelando padrões de ajuste que fornecem informações valiosas sobre flexibilidade operacional e otimização económica.
Na análise do mercado elétrico, o foco geralmente recai sobre os preços e a produção real, mas há outra dimensão igualmente reveladora: a evolução da programação entre o Programa Diário Viável Provisório (PDVP) e o Programa Horário Final Contínuo (PHFC). Para além de uma comparação puramente numérica, o contraste entre ambos os programas permite observar como uma central de produção ajusta a sua posição após o mercado diário e como utiliza os mercados intradiários como ferramenta de otimização num ambiente cada vez mais dinâmico.
O PDVP é a programação resultante do mercado diário após a compensação das ofertas, a incorporação dos contratos bilaterais e a resolução das primeiras restrições técnicas por parte do operador do sistema. Constitui a referência operacional posterior ao mercado diário e reflete a energia programada antes da negociação dos mercados intradiários. Não é a produção real nem a liquidação definitiva, mas sim a primeira programação viável do dia do ponto de vista do mercado e da operação inicial.
O PHFC é a programação resultante das leilões intradiários e da negociação no mercado intradiário contínuo. Representa a última programação do mercado antes dos serviços de ajuste e da operação em tempo real. Também não equivale à produção real, mas constitui a posição final consolidada após todo o processo de negociação nos mercados grossistas.
Comparar ambos os programas permite ir além do preço marginal e abrir uma janela complementar sobre o funcionamento do sistema. A análise da sua diferença permite compreender como as posições são ajustadas antes da operação efetiva, identificar padrões sazonais de otimização e quantificar a intensidade com que o mercado intradiário é utilizado. Em suma, fornece uma medida indireta, mas robusta, do comportamento estratégico do mercado e da flexibilidade operacional efetiva.
O sinal estrutural do perfil horário e a sua sazonalidade
Na parte superior da imagem é apresentada, para cada hora do dia, a distribuição horária da energia programada da central termosolar, expressa como percentagem do total anual em PDVP e PHFC, desagregada por trimestres para o período 2023-2025. Os resultados mostram que a estrutura horária do PHFC não é uma réplica exata do PDVP. Embora partilhem uma base comum, aparecem desvios sistemáticos de participação entre determinados intervalos horários que se repetem ao longo dos anos incluídos na análise. Em alguns trimestres, as horas centrais e vespertinas são reforçadas no programa final, associadas a processos de reprogramação intradiária motivados pela atualização das condições operacionais e do recurso disponível.
A geração de uma central solar termoelétrica depende principalmente do recurso solar e esse é o principal padrão observado, tanto ao longo do dia como ao longo do ano. Mas as centrais termosolares têm uma certa capacidade de armazenamento térmico, e essa capacidade representa uma vantagem, pois permite gerir essa reserva de forma estratégica.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft com dados da OMIE.As alterações e ajustes entre PDVP e PHFC
A análise das diferenças na parte inferior da imagem, em pontos percentuais e em valores relativos, mostra um padrão muito mais definido do que poderia ser percebido à primeira vista.
As mudanças mais importantes concentram-se no primeiro e no último trimestre de cada ano. Em vários desses períodos, o ajuste relativo ultrapassa os 40% e chega mesmo a atingir valores próximos dos 80% em determinadas horas. Este nível de reconfiguração implica que uma parte muito significativa do programa inicialmente combinado no mercado diário é posteriormente revista no intradiário. Não se trata de pequenos ajustes marginais, mas sim de uma reorganização substancial do perfil horário.
Por outro lado, no segundo e terceiro trimestres do ano, a variação relativa tende a ser mais moderada e estável. Embora continuem a existir ajustes relevantes, a intensidade média é inferior à observada no inverno e no final do ano. Este comportamento é coerente com a própria natureza do recurso solar térmico. Nos trimestres centrais do ano, caracterizados por maior irradiação e, geralmente, maior estabilidade meteorológica, a previsibilidade do recurso é mais elevada e a programação definida no mercado diário requer menos correções posteriores. Em contrapartida, no primeiro e quarto trimestres, a menor disponibilidade solar, a maior variabilidade atmosférica e a redução das horas de luz aumentam a incerteza operacional. Neste contexto, os mercados intradiários adquirem um papel mais ativo como ferramenta de ajuste e otimização, o que se traduz em percentagens de modificação muito mais pronunciadas. A comparação entre PDVP e PHFC revela não só diferenças técnicas de programação, mas também a adaptação estratégica à sazonalidade do recurso e ao grau de incerteza associado a cada período do ano.
Perspectivas para os mercados de energia na Europa. Primavera de 2026
O webinar mensal número 64 organizado pela AleaSoft Energy Forecasting será realizado no dia 12 de março de 2026 às 12:00 e será dedicado à análise da evolução recente dos mercados europeus de energia, suas perspetivas para a primavera e os principais acontecimentos que influenciarão o setor ao longo de 2026. Durante a sessão, serão examinadas as mudanças regulatórias mais relevantes, bem como o papel cada vez mais decisivo do armazenamento de energia e dos mercados de capacidade num sistema elétrico marcado por uma maior penetração das energias renováveis e uma crescente volatilidade dos preços. Neste contexto, a AleaStorage apresentará as suas soluções avançadas de otimização, análise de receitas e estruturação de projetos de armazenamento e sistemas híbridos com energias renováveis, orientadas para maximizar o valor e a rentabilidade dos ativos.
O evento contará novamente com a participação de especialistas da EY, que partilharão a sua experiência em regulamentação, financiamento de projetos renováveis e armazenamento, acordos PPA, autoconsumo e avaliação de ativos e carteiras energéticas, complementando assim a análise de mercado da AleaSoft. O webinar consolida-se como um fórum de referência para compreender as tendências que estão a transformar os mercados energéticos europeus e o crescente valor estratégico da flexibilidade dentro do sistema elétrico.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.