a introduÇÃo da produÇÃo intermitente no sistema … · reduzida utilização das centrais...

A INTRODUÇÃO DA PRODUÇÃO INTERMITENTE

NO SISTEMA ELÉCTRICO.

ASPECTOS ECONÓMICOS.

Hugo Miguel Loureiro Algarvio

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Júri

Presidente: Prof. Paulo da Costa Branco

Orientador: Prof. João José Esteves Santana

Co-Orientador: Prof.ª Maria José Lopes de Resende

Vogais: Prof. Luís Marcelino Ferreira

Eng. Pedro Neves Ferreira

Abril de 2012

3

AGRADECIMENTOS

À minha família pelo apoio, equilíbrio, confiança e liberdade que sempre me proporcionaram ao longo

da minha vida académica. Obrigado pela confiança depositada em mim.

À minha namorada por todo o carinho, amor, apoio e paciência nos meus momentos de maior

ausência. Obrigado por me aturares.

Aos meus amigos por toda a amizade e companheirismo. Obrigado por todos os bons momentos

proporcionados que me ajudaram a ganhar força para as etapas mais difíceis da minha vida.

Ao Professor João Santana pela confiança depositada em mim na atribuição desta dissertação, tal

como durante a elaboração da mesma. Obrigado por toda a disponibilidade, apoio, ajuda e paciência

durante o desenvolvimento e revisão desta dissertação.

À Professora Maria José Morgado pela sua paciência ao ajudar na melhoria da escrita desta

dissertação e ao Eng. Pedro Neves Ferreira pela informação disponibilizada, que foi importante para

o desenvolvimento desta dissertação.

A todos os colegas e professores que conviveram comigo no Instituto Superior Técnico, pelo seu

apoio, ajuda, confiança e companheirismo essencial ao longo deste mestrado.

Ao meu falecido avô, António Algarvio, por ser um exemplo para mim de alegria e boa disposição,

sempre demonstrou bom humor mesmo nos momentos mais difíceis da sua vida.

Um agradecimento especial ao meu avô, Jaime Loureiro, por ser um pai para mim e um exemplo a

nível pessoal e profissional.

5

RESUMO

A introdução da produção intermitente no

sistema elétrico origina problemas. O

sobrecusto, face às tecnologias despacháveis,

é um dos problemas habitualmente referidos.

Este estudo tem por objetivo calcular o

sobrecusto e encontrar metodologias que

diminuam o impacto deste no custo global do

sistema.

Como introdução ao problema, é estabelecido

um sistema elétrico térmico fictício. Verifica-se

qual o impacto da introdução da produção

intermitente neste sistema, em particular, o

impacto no custo total, no preço médio da

energia e na utilização das centrais térmicas.

Com o aumento da produção intermitente em

Portugal além do problema do sobrecusto,

verifica-se uma outra questão que resulta da

reduzida utilização das centrais térmicas.

Origina-se um sobrecusto extra devido ao

incremento nos valores afetos aos CAE e

CMEC.

Considerando agora o sistema elétrico

português, através de estimativas da produção

hídrica e da intermitente, obtém-se a curva da

procura portuguesa que deverá ser satisfeita

através de uma otimização do parque

eletroprodutor térmico nacional com a

minimização dos custos de operação.

É analisada a remuneração dos PRE-R e

verifica-se que há tecnologias que têm

vantagens económicas em relação a outras. O

objetivo final é a procura de um equilíbrio de

modo a reduzir o sobrecusto do sistema

elétrico.

Palavras-Chave

Produção Intermitente; Sobrecusto; Custo

Total; Preço Médio da Energia; Otimização;

Minimização dos Custos de Operação.

ABSTRACT

The introduction of intermittent generation in

the electric power system raises some

problems, mainly the extra cost compared to

dispatchable technologies.

This thesis focuses in calculating the extra cost

and find methods that reduce the impact of this

cost in the system total cost .

To introduce the problem a fictitious electric

power system is established. The objective is

observe the impact of intermittent generation

introduction in this system, especially in the

total cost, in the energy average price and in

the thermal power plants utilization.

The increase of intermittent generation in

Portugal provokes another problem due to the

thermal power plants low utilization. That

problem originates another extra cost due to

the increase of CAE and CMEC values.

In the Portuguese electric power system, the

objective is obtain an demand curve to be

satisfied only with the optimization of thermal

power stations generation, through hydro and

intermittent generation statistics by remove this

generation of total demand curve. This

optimization results in the operating costs

minimization. The extra cost of this system is

obtained through the calculus of total cost with

and without intermittent production.

The analysis of PRE-R remuneration leads to

the verification of an economic unbalance

between the different technologies. The last

objective is find an economic balance in the

PRE-R remuneration that reduces the extra

cost in the Portuguese electric power system.

Key-words

Intermittent Generation; Extra Cost; Total

Costs; The Energy Average Price;

Optimization; Operating Costs Minimization.

7

ÍNDICE

INTRODUÇÃO .......................................................................................................................................13

1. SISTEMA ELÉTRICO FICTÍCIO .......................................................................................................15

1.1. Otimização do Sistema Eletroprodutor................................................................................... 15

1.1.1. Preços versus Custos Marginais ..................................................................................... 15

1.1.2. Dados do Sistema Elétrico ............................................................................................... 17

1.1.3. Introdução de Produção Intermitente no Sistema Elétrico ........................................... 21

1.1.3.1. Estado inicial da introdução da tecnologia intermitente no Sistema Elétrico .... 21

1.1.3.2. Introdução de uma percentagem de produção intermitente no Sistema Elétrico21

1.1.3.2.1. Cálculo do Sobrecusto ...................................................................................... 24

1.1.4. Introdução de Produção Hídrica ...................................................................................... 25

1.1.5. Produção Térmica ............................................................................................................. 27

1.1.5.1. Curva Monótona Térmica .......................................................................................... 27

1.1.5.1.1. Cálculo do Sobrecusto ...................................................................................... 29

1.2. Programação Linear.................................................................................................................. 29

1.2.1. O Modelo de Otimização ................................................................................................... 30

1.2.2. Comparação dos resultados ............................................................................................ 31

1.2.3. Introdução de Produção Intermitente ............................................................................. 34

1.3. Previsões de Produção na Europa .......................................................................................... 35

1.4. Conclusões ................................................................................................................................ 36

2. SISTEMA ELÉTRICO PORTUGUÊS ...............................................................................................37

2.1. Otimização do Sistema Eletroprodutor................................................................................... 37

2.1.1. Dados do Sistema Elétrico Português ............................................................................ 37

2.1.1.1. Curva Monótona ......................................................................................................... 37

2.1.1.2. Parque Eletroprodutor Português............................................................................ 39

2.1.1.2.1. Custos Nivelados ............................................................................................... 39

2.1.1.2.2. Potência Instalada .............................................................................................. 41

2.1.1.2.3. Consumo em 2009 ............................................................................................. 41

2.1.2. Estimativa de Produção Eólica ........................................................................................ 44

2.1.2.1.1. Estimativa do fator de carga ............................................................................. 44

2.1.2.1.2. Estimativa Mensal do fator de carga ................................................................ 45

2.1.2.2. Análise Estatística ..................................................................................................... 45

2.1.2.2.1. Estimativa do fator de carga ............................................................................. 46

2.1.2.2.2. Estimativa da Produção Eólica por grupos de produção .............................. 49

2.1.3. Estimativa de Produção Intermitente .............................................................................. 55

2.1.4. Estimativa de Produção Hídrica ...................................................................................... 56

2.1.4.1. Estimativa de Índice de Produtibilidade Hidroelétrica anual ................................ 57

2.1.4.2. Índice de Produtibilidade Hidroelétrica mensal ..................................................... 57

2.1.4.3. Estimativa de Fator de utilização anual .................................................................. 58

8

2.1.4.4. Estimativa do Índice de Produtibilidade Hidroelétrica mensal ............................. 60

2.1.4.5. Estimativa de Produção Hídrica por grupos de produção .................................... 61

2.1.4.6. Estimativa de Produção Mini-Hídrica ...................................................................... 64

2.1.5. Produção Térmica ............................................................................................................. 64

2.1.5.1. Curva Monótona Térmica .......................................................................................... 65

2.1.5.2. Parque Eletroprodutor Térmico ............................................................................... 65

2.1.5.3. Potência Térmica Instalada em Portugal ................................................................ 66

2.1.5.4. Colocação das centrais térmicas em grupos de produção .................................. 67

2.1.5.4.1. Perfis de Produção Térmica ............................................................................. 67

2.1.5.5. Otimização do Sistema Eletroprodutor Térmico .................................................... 70

2.2. Conclusões ................................................................................................................................ 70

3. ASPECTOS ECONÓMICOS .............................................................................................................73

3.1. Custos antes da introdução da Produção Intermitente ........................................................ 73

3.1.1. Sobrecusto devido à introdução do preço da emissão de CO2 ................................... 77

3.1.2. Evolução do preço de direitos de emissão de CO2 na Europa ..................................... 77

3.2. Custos após a introdução da Produção Intermitente ........................................................... 78

3.2.1. Sobrecusto devido à introdução da Produção Intermitente ......................................... 80

3.2.2. Custos Totais do Sistema................................................................................................. 80

3.3. Otimização gráfica do Sistema Eletroprodutor e Programação Linear ............................... 81

3.3.1. Otimização do Sistema Eletroprodutor ........................................................................... 81

3.3.2. Programação Linear .......................................................................................................... 81

3.4. Remuneração da energia entregue à rede pública pelos PRE-R ......................................... 83

3.4.1. Alteração da fórmula de cálculo da remuneração da energia .......................... 85

3.4.2. Poupança com o novo tarifário ........................................................................................ 86

3.5. Tarifa de Venda da Energia Elétrica a Clientes Finais .......................................................... 87

3.6. Conclusões ................................................................................................................................ 90

4. CONCLUSÕES FINAIS ....................................................................................................................91

ANEXO I. ANÁLISE ESTATÍSTICA .....................................................................................................93

AI.1. Conceitos .................................................................................................................................. 93

AI.2. Distribuição Normal ................................................................................................................... 94

AI.3. Estimadores .............................................................................................................................. 95

AI.4. Método de máxima verosimilhança .......................................................................................... 95

AI.5. Estimação por intervalos ........................................................................................................... 96

AI.6. Testes de hipóteses .................................................................................................................. 98

ANEXO II. REMUNERAÇÃO DA ENERGIA RENOVÁVEL ...............................................................101

AII.1. Fórmula de Remuneração dos PRE-R .................................................................................. 101

AII.2. Cálculo da Remuneração dos PRE-R ................................................................................... 104

AII.3. Análise Financeira .................................................................................................................. 105

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................................................107

9

ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1.1: Custos Fixos e Marginais ................................................................................................... 18

Tabela 1.2: Custos e Receitas por Tecnologia ..................................................................................... 20

Tabela 1.3: Custos e Receitais Totais ................................................................................................... 20

Tabela 1.4: Custos e Receitas Totais ................................................................................................... 23

Tabela 1.5: Distribuição da Produção Hídrica por tecnologia ............................................................... 26

Tabela 1.6: Distribuição da Produção Hídrica anual ............................................................................. 26

Tabela 1.7: Custos e Receitas Totais ................................................................................................... 28

Tabela 1.8: Custos Fixos e Marginais ................................................................................................... 32

Tabela 1.9: Comparação de resultados da Programação Linear ......................................................... 33

Tabela 1.10: Resultados da Programação Linear ................................................................................. 34

Tabela 1.11: Resultados da Programação Linear ................................................................................. 34 Tabela 2.1: Dados de Consumo ............................................................................................................ 38

Tabela 2.2: Variação da Potência Instalada em 2009 (Fonte: REN) .................................................... 41

Tabela 2.3: Divisão do Consumo por Tecnologia em 2009 (Fonte: REN) ............................................ 41

Tabela 2.4: Divisão do Consumo por Tecnologia Térmica em 2009 (Fonte: REN) .............................. 42

Tabela 2.5: Ponta e Consumo em 12 de Janeiro de 2009 (Fonte: REN) ............................................. 42

Tabela 2.6: Fator de Carga Anual (Fonte: REN) ................................................................................... 44

Tabela 2.7: Fator de Carga (%) ............................................................................................................. 45

Tabela 2.8: Estimativa de Produção Eólica por hora ............................................................................ 51

Tabela 2.9: Fator de carga por tipo de hora .......................................................................................... 52

Tabela 2.10: Produção eólica anual por tipo de hora ........................................................................... 52

Tabela 2.11: Decisão sobre a rejeição .................................................................................................. 53

Tabela 2.12: Decisão sobre a rejeição segundo o p-value ................................................................... 54

Tabela 2.13: Decisão sobre a rejeição segundo a função potência de um teste ................................. 55

Tabela 2.14: Índice de Produtividade Hidroelétrica anual ..................................................................... 57

Tabela 2.15: Índice de Produtibilidade Hidroelétrica (%) ...................................................................... 58

Tabela 2.16: Fator de Carga (%) ........................................................................................................... 60

Tabela 2.17: Estimativa de Produção Hídrica por hora ........................................................................ 62

Tabela 2.18: Fator de carga por tipo de hora ........................................................................................ 63

Tabela 2.19: Produção anual por tipo de hora ...................................................................................... 63

Tabela 2.20: Parque Eletroprodutor Térmico em 2009 ......................................................................... 66

Tabela 2.21: Potência Térmica Instalada em Portugal em 2009 .......................................................... 66

Tabela 2.22: Produção Térmica de 12/01/2009 (Fonte: REN) .............................................................. 68

Tabela 2.23: Produção Térmica de 11/08/2009 (Fonte: REN) .............................................................. 69 Tabela 3.1: Custos das Tecnologias em Portugal ................................................................................ 73

Tabela 3.2: Receitas e Custos totais ..................................................................................................... 75

Tabela 3.3: Receitas e Custos totais após introdução de Produção Intermitente ................................ 78

Tabela 3.4: Venda de Energia no MIBEL (Fonte: REN) ....................................................................... 79

Tabela 3.5: Receitas e Custos totais ..................................................................................................... 80

Tabela 3.6: Receitas e Custos totais otimizados .................................................................................. 81

Tabela 3.7: Resultados da Programação Linear ................................................................................... 82

Tabela 3.8: Remuneração e Investimento médio por Tecnologia ........................................................ 83

Tabela 3.9: Período de Recuperação médio por Tecnologia................................................................ 84

Tabela 3.10: Remuneração Alternativa por Tecnologia ........................................................................ 85

Tabela 3.11: Sobrecusto PRE (Fonte: ERSE) ...................................................................................... 89 Tabela AI.1: Probabilidades da distribuição normal .............................................................................. 94

Tabela AI.2: Região de Rejeição ........................................................................................................... 98

Tabela AI.3: P-value .............................................................................................................................. 99 Tabela AII.1: Horário legal (Fonte: EDP) ............................................................................................. 101

10

Tabela AII.2: Valores numéricos dos fatores e ....................................................................... 102

Tabela AII.3: Valores de Z em função da Tecnologia ......................................................................... 103

Tabela AII.4: Remuneração em função da Tecnologia ....................................................................... 104

Tabela AII.5: Variação Anual da Taxa de Inflação em Portugal de 1996 a 2010 ............................... 105

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Determinação do preço da energia durante uma dada hora. ............................................. 16

Figura 1.2: Otimização do Sistema Eletroprodutor ............................................................................... 18

Figura 1.3: Curva Monótona e potências instaladas das tecnologias ................................................... 19

Figura 1.4: Curva Monótona Residual ................................................................................................... 22

Figura 1.5: Curva Monótona Residual com otimização de tecnologias ................................................ 23

Figura 1.6: Curva Remanescente Térmica ........................................................................................... 26

Figura 1.7: Curva Remanescente Térmica ........................................................................................... 27

Figura 1.8: Discretização da curva monótona ....................................................................................... 30

Figura 1.9: Discretização da curva monótona em 30 intervalos ........................................................... 32

Figura 1.10: Previsão de Potência Instalada e Consumo na Europa ................................................... 35

Figura 1.11: Evolução das horas de Gás e Carvão em Portugal e Espanha ....................................... 35 Figura 2.1: Curva Monótona Portuguesa em 2009 ............................................................................... 38

Figura 2.2: LRR- Receita Unitária Nivelada .......................................................................................... 39

Figura 2.3: Produção de 12/01/2009 (Fonte: REN) .............................................................................. 43

Figura 2.4: Produção de 11/08/2009 (Fonte: REN) .............................................................................. 43

Figura 2.5: Produção Eólica de 12/01/2009 (Fonte: REN) : .................................................................. 46

Figura 2.6: Produção Eólica de 12/01/2009 (Fonte: REN) .................................................................... 50

Figura 2.7: Produção Eólica de 11/08/2009 (Fonte: REN) .................................................................... 50

Figura 2.8: Curva Monótona Residual em 2009.................................................................................... 56

Figura 2.9: Produção Hídrica de 12/01/2009 (Fonte: REN) .................................................................. 61

Figura 2.10: Produção Hídrica de 11/08/2009 (Fonte: REN) ................................................................ 61

Figura 2.11: Curva Remanescente Térmica em 2009 .......................................................................... 64

Figura 2.12: Curva Remanescente Térmica em 2009 .......................................................................... 65

Figura 2.13: Produção Térmica de 12/01/2009 (Fonte: REN) .............................................................. 67

Figura 2.14: Produção Térmica de 11/08/2009 (Fonte: REN) .............................................................. 68 Figura 3.1: Otimização do Sistema Eletroprodutor em: a) sem preço do CO2, b) com preço do CO2 . 74

Figura 3.2: Curva Monótona Portuguesa com divisão da potência por tecnologia............................... 75

Figura 3.3: Evolução do preço de direitos de emissão de CO2 na Europa ........................................... 78

Figura 3.4: Discretização da curva monótona em 6 intervalos ............................................................. 82

Figura 3.5: Tarifa da Energia em €/kWh (Fonte ERSE) ........................................................................ 87

Figura 3.6: Percentagem dos diversos custos que contribuem para a Tarifa (Fonte: ERSE) .............. 88

ÍNDICE DE ABREVIAÇÕES

AT Alta Tensão

BT Baixa Tensão

BTN Baixa Tensão Normal

CAE Contratos de Aquisição de Energia

CCGT Combined Cycle Gas Turbine

11

CMEC Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual

CO2 Dióxido de Carbono

CUR Comercializador de Último Recurso

EDP Energias de Portugal

EDPSU Energias de Portugal Serviço Universal

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia

INE Instituto Nacional de Estatística

MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade

MT Média Tensão

OMEL Operador do Mercado Espanhol de Electricidade

OMIE Operador do Mercado Ibérico (Espanha)

PC Price-Cap

PRE Produção/Produtores em Regime Especial

PRE-R Produção/Produtores em Regime Especial de Energia de fonte Renovável

REN Rede Eléctrica Nacional

RNT Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica

SEN Sistema Eléctrico Nacional

SEP Sistema Eléctrico de Serviço Público

13

INTRODUÇÃO

A introdução da produção intermitente no sistema elétrico origina vários benefícios e problemas, em

particular um dos problemas é o sobrecusto face às tecnologias despacháveis, cujo cálculo é um dos

objetivos desta dissertação.

A comparação de diferentes tecnologias através de custos nivelados1 é uma métrica inadequada para

comparar a geração intermitente face à despachável, pois não tem em conta os diferentes perfis de

produção e a grande variação no valor de mercado2 da energia que estas fornecem. A comparação

através dos custos nivelados sobrevaloriza a geração intermitente em relação à despachável e,

dentro da intermitente, a eólica em relação à solar. Esta sobrevalorização provém, da tecnologia

despachável ter a capacidade de operar em horas em que a energia tem um valor mais elevado no

mercado e da tecnologia solar produzir em horas de cheia e ponta ao contrário da tecnologia eólica

que tem uma grande parte da sua produção nas horas do vazio.

Sendo necessário estabelecer comparações económicas sustentáveis entre as diferentes

tecnologias, além de integrar as diferenças nos perfis de produção tal como as variações associadas

ao valor de mercado de energia consoante o horário em que é fornecida, dever-se-á ter em conta o

ciclo de vida esperado das diferentes tecnologias e os custos associados consoante a tecnologia de

geração.

Este estudo pretende calcular o sobrecusto inerente à introdução da produção intermitente no

sistema elétrico. Para tal serão analisados dois sistemas:

Sistema elétrico fictício:

- Sistema usado para fins académicos3, que divide as tecnologias em vazio, cheia e ponta

4;

- Em cada tecnologia, todas as centrais eletroprodutoras têm o mesmo custo fixo e custo marginal;

- O consumo do sistema é modelado de forma teórica por uma curva monótona, que é descrita por

uma função linear;

- Na apresentação gráfica dos custos totais em função do número de horas, fazendo a interseção dos

custos totais das diferentes tecnologias, obtém-se o número de horas otimizado em que cada

tecnologia deverá produzir.

1 Os custos nivelados são determinados pelo quociente entre a anuidade do valor atualizado dos custos de

capital associados aos investimentos e dos custos de operação e manutenção durante o seu tempo de vida útil, pela procura do projecto que é possível satisfazer. Este custo nivelado de médio e longo prazo está mais associado às quantidades de procura previstas em fase do projecto, do que à procura efectivamente ocorrida, pois é a máxima procura prevista que o justifica. 2 O mercado em Portugal é representado pelo MIBEL.

3 Sistema caracterizado por Paul L. Joskow. Ref. Bibliográfica [1].

4 Em alguma bibliografia são usados os termos base, intermédia e ponta.

14

- Otimização do sistema produtor onde a potência instalada necessária para cada tecnologia é dada

pela interseção das horas de operação de cada tecnologia com a curva monótona da procura do

sistema;

- Introdução de diferentes quantidades de geração intermitente e cálculo do sobrecusto através da

análise da curva monótona residual de procura;

- Introdução de produção hídrica, obtendo a curva monótona térmica;

- Verificação da utilização das centrais térmicas;

- Otimização do parque eletroprodutor térmico de modo a satisfazer a curva monótona térmica;

- Cálculo do Sobrecusto;

- Cálculo através de programação linear e comparação com os cálculos anteriores.

Sistema elétrico português:

- Dados reais das diferentes tecnologias, através de análise dos custos nivelados de cada tecnologia

com e sem o custo das emissões de CO2;

- Curva de procura real;

- Estimativa de produção eólica e hídrica por ano, mês e dia, tendo por objetivo obter a curva

monótona térmica.

- Otimização do sistema eletroprodutor térmico de modo a satisfazer a curva monótona de

remanescente térmico.

Apresenta-se, ainda, um breve estudo económico do sistema elétrico português:

Aspectos económicos:

- Estimação dos custos do sistema português antes da introdução da produção intermitente, com e

sem CO2;

- Cálculo do sobrecusto devido à introdução do preço das emissões de CO2;

- Cálculo do sobrecusto devido à introdução da produção intermitente;

- Otimização do parque eletroprodutor térmico. Poupança do sistema com a otimização anterior e

comparação de resultados.

- Verificação dos ganhos dos PRE-R, através da análise à remuneração de cada tecnologia,

calculando os ganhos de cada tipo de produção, verifica-se se o recebimento é equilibrado e se é

possível reduzir o sobrecusto, equilibrando esta remuneração.

15

1. SISTEMA ELÉTRICO FICTÍCIO

Neste capítulo, é feita uma análise teórica ao problema em questão, usando dados fictícios para os

custos fixos e marginais das tecnologias despacháveis, tal como para a curva monótona da procura.

Calcula-se através da otimização do sistema produtor, a potência instalada de cada grupo de

tecnologias no sistema elétrico.

Simula-se a introdução da produção intermitente em dois casos e o impacto desta nos custos totais,

calculando o respectivo sobrecusto.

1.1. Otimização do Sistema Eletroprodutor5

Na minimização do custo de operação de um Sistema de Energia Elétrico consideram-se os custos

variáveis de produção, ou seja, os custos marginais dos centros produtores. Estes custos são

ordenados de forma crescente de modo a satisfazer uma dada potência solicitada.

O menor custo de operação pode corresponder ao menor custo total do sistema, fazendo a soma dos

custos variáveis mais os encargos fixos. Com as tecnologias 1,2,...,i,i+1,... presentes no sistema

elétrico e caracterizadas pelos custos variáveis c1≤c2≤...≤ci≤ci+1≤... e custos fixos anualizados

C1≥C2≥...≥Ci≥Ci+1≥... obtém-se a situação mais otimizada em termos económicos se a ordem de

mérito estabelecer a seguinte utilização:

Através desta otimização, a central de custos variáveis mais baixos com a tecnologia deve

funcionar durante as 8760 horas do ano, enquanto que a tecnologia deve operar, ao longo do

ano, com o número de horas dado por .

1.1.1. Preços versus Custos Marginais6

Alguns mercados elétricos funcionam como um mercado spot7, sendo a sua análise feita com base na

teoria do equilíbrio parcial onde, para um dado intervalo de tempo, os diferentes produtores oferecem

quantidades de energia associadas aos respectivos preços, enquanto que os consumidores solicitam

quantidades de energia associadas aos respectivos preços.

Considera-se o caso em que os produtores oferecem três tecnologias com preços diferentes e que a

procura do conjunto dos consumidores é insensível ao preço da energia elétrica. Esta situação,

ilustrada na Figura 1.1, é uma simplificação do que acontece na realidade e tem como objetivo

5 Ref. Bibliográfica [2].

6 Ref. Bibliográfica [3].

7 É um termo genérico usado para designar mercados onde se negoceia activos para entrega imediata.

Nos Mercados Eléctricos nas situações em que o mercado spot é facultativo, a maior parte das transações são realizadas através de contratos bilaterais.

16

apenas demonstrar como se obtém ao preço do mercado8.

O operador de mercado faz a cooptação das ofertas dos produtores e das solicitações dos

consumidores estabelecendo a curva da oferta e da procura, respectivamente. Ao ponto de equilíbrio

resultante da igualdade entre a curva da oferta e a curva da procura corresponde o preço da energia

durante o intervalo de tempo em questão.

O preço de oferta de energia dos produtores não tem que ser necessariamente igual ao seu custo

marginal, estes podem estabelecer uma estratégia de modo a terem mais benefícios, estando ao seu

critério o preço de oferta de energia no mercado. Por exemplo, $80/MWh pode não ser o mais

elevado custo marginal presente na figura, apesar de ser o preço mais elevado, tal como, os preços

$20/MWh e $35/MWh, estabelecidos pelos produtores de menores custos variáveis de produção,

podem ser os seus respectivos custos marginais, mas é provável que não o sejam.

A forma como se desenvolve o negócio da produção de energia tem algumas características

interessantes que afetam o comportamento ilustrado na figura anterior, tais como a previsibilidade da

procura e o conhecimento da concorrência.

A procura de energia elétrica pode ser estimada com razoável precisão, pois depende de fatores

económicos, sazonais e climáticos (estado do tempo), sendo que não é difícil estimar a procura a

longo prazo quando afetada pelos dois primeiros, enquanto que o efeito do clima, sendo aleatório, é

8 the clearing-price.

Figura 1.1: Determinação do preço da energia durante uma dada hora.

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000

20

40

60

80

100

MW

$/M

Wh

Clearing-Price

OFERTA PROCURA

17

minimizado devido ao curto prazo da previsão.

Os produtores conhecem com alguma precisão as curvas de custo dos seus competidores, pelo que

não lhes será difícil prever o comportamento do mercado, e se tiverem alguma dimensão, manipular o

mesmo a ser favor.

Analisando a Figura 1.1, verifica-se que a última central a vender a sua energia, fixa o preço a

$80/MWh, sendo este o preço de fecho do mercado (the clearing-price). Sabe-se à priori através de

previsões que este será o preço do mercado, todos os produtores que coloquem à venda a sua

energia a preços iguais ou inferiores a este, vendem a sua energia a este preço.

Muito provavelmente este valor não é o custo marginal de produção da central, pois caso contrário o

produtor não conseguiria recuperar os seus custos fixos e seria mais conveniente parar a produção.

Os produtores prevendo que irão fixar o preço do mercado e prevendo qual o preço da central

seguinte na ordem de mérito, podem subir o seu preço desde que o mantenha inferior ao da central

seguinte, “manipulando” de certa forma o preço do mercado.

Se existir só um produtor com esta tecnologia, sendo este preço superior ao seu custo marginal, este

consegue recuperar em parte ou totalmente o seu custo fixo. Se existirem mais produtores com esta

tecnologia estes encontram-se em concorrência, não tendo a sua viabilidade económica assegurada

no caso de não possuírem um contrato de garantia de potência. Os produtores de tecnologias com

custos marginais inferiores conseguem recuperar parte ou totalmente os seus custos fixos.

1.1.2. Dados do Sistema Elétrico9

Considera-se um sistema teórico fictício com três tecnologias: vazio, cheia e ponta a alimentar um

sistema elétrico caracterizado pela respectiva curva monótona. Os dados são explicitados pela curva

monótona dada pela expressão que traduz a procura ou consumo do sistema. Os custos dos

produtores são apresentados na Tabela 1.1 e representam a oferta.

A curva monótona é definida pela seguinte expressão:

é a carga do sistema e é o número de horas do ano em que a procura atinge o nível D.

A tabela seguinte apresenta os dados mais significativos da oferta.

9 Ref. Bibliográfica [2] e [4].

18

Com esta oferta obtém-se a otimização ilustrada na Figura 1.2, que indica o número de horas a que

cada tecnologia deve operar de modo a minimizar os custos.

Verifica-se que, para o sistema proposto, a tecnologia do vazio opera durante as 8760h anuais, a

tecnologia de cheia opera durante 5333h anuais e a tecnologia de ponta durante 1778h anuais. Nesta

situação o sistema está equilibrado.

Esta distribuição de horas resulta da otimização do sistema eletroprodutor, ou seja, corresponde à

distribuição que resulta da minimização dos custos deste sistema.

Posteriormente, na Figura 1.3, tem-se a relação entre a procura e a oferta, respectivamente a curva

monótona e os custos do sistema, originando que cada tecnologia tenha uma determinada potência

instalada.

1778 5333 87600

1

2

3

4

5

6

7

8x 10

5

Horas

Custo

Tota

l [$

]

vazio

cheia

ponta

Tecnologia Custos Fixos Anuais

$/MW/Ano

Custos Marginais

$/MWh

Vazio 240000 20

Cheia 160000 35

Ponta 80000 80

Tabela 1.1: Custos Fixos e Marginais

Figura 1.2: Otimização do Sistema Eletroprodutor

19

Analisando a figura verifica-se que a tecnologia de vazio, com a potência instalada de 14695 MW,

será suficiente para sozinha satisfazer o consumo durante (8760-5333) horas. A situação, onde a

tecnologia de cheia é a marginal, dura (5333-1778) horas; esta tecnologia apresenta a potência

instalada de 4871 MW. Todas as tecnologias de produção estão em operação durante a ponta a qual

tem a duração de 1778 horas; a tecnologia marginal na ponta tem uma potência instalada de

2435 MW. Como já foi referido anteriormente, nestas circunstâncias, pode afirmar-se que o sistema

está equilibrado.

Com as condições de operação estabelecidas, é possível calcular os custos totais de cada tecnologia

e do sistema na sua globalidade, que são ilustrados na Tabela 1.2. Naturalmente. os custos totais de

cada tecnologia resultam dos custos fixos que dependem da potência instalada e dos custos variáveis

associados à energia produzida. Estes são os custos que a regulação tradicional deve considerar.

Analisa-se agora a situação em que o sistema está submetido ao mercado spot cujo clearing price

coincide com o custo marginal do sistema. É uma situação pouco plausível pelas razões referidas

anteriormente na secção 1.1.1, no entanto, os valores assim obtidos traduzem os valores mínimos

garantidos aos produtores. Estes valores são os designados por receitas de energia, apresentados na

Tabela 1.2.

1778 5333 8760

10.000

14695

19566

22000

Horas

Consum

o [

MW

]

Figura 1.3: Curva Monótona e potências instaladas das tecnologias

20

Tecnologia Potência Instalada

MW

Custos Totais

$109

Receitas de Energia

$109

Vazio 14695 5.940 4.765

Cheia 4871 1.385 0.996

Ponta 2435 0.368 0.173

TOTAL 22000 7.693 5.934

Para a situação em análise, teoricamente eficiente, os custos totais de cada tecnologia e do sistema

não são obtidos através do mercado! Na verdade, se o preço de fecho do mercado for igual ao custo

marginal do sistema então não está assegurada a viabilidade económica da produção, os produtores

necessitam de receitas extra para a atingirem.

De modo a atingir a sustentabilidade financeira no longo prazo, além do custo marginal do sistema,

todos os produtores deverão receber um valor extra que é calculado através da multiplicação da sua

capacidade instalada pelo custo fixo por MW da tecnologia de ponta. Este valor extra constitui o que

se designa por Receitas de Capacidade10

.

Assim, todas as tecnologias recebem a sua receita total que coincide com a sua despesa total, como

se verifica na Tabela 1.3.

Tecnologia Receitas de

Energia $109

Receitas de

Capacidade $109

Receitas Totais

$109

Custos Totais

$109

Vazio 4.765 1.175 5.940 5.940

Cheia 0.996 0.389 1.385 1.385

Ponta 0.173 0.195 0.368 0.368

TOTAL 5.934 1.759 7.693 7.693

A soma da parcela obtida no mercado (Receitas de Energia) mais a receita extra (Receitas de

Capacidade) garantem viabilidade económica a longo prazo para os produtores.

Contabilizando todos os custos, e calculando a energia do sistema, através da soma do consumo

anual, com valor igual a 0.140×109 MWh, o custo médio da energia neste sistema é de $55/MWh.

10

Em Portugal estas receitas estão implícitas pelos CAE e CMEC e de forma explicita nas centrais a ciclo combinado construídas recentemente, através da garantia de potência. O CAE de um centro eletroprodutor vinculado ao SEP tem como objetivo a compra, por parte da entidade concessionária da RNT e a venda por parte do produtor, de toda a energia, garantindo ao produtor a remuneração e amortização do investimento e as despesas de operação e manutenção na central hidroeléctrica, nas centrais térmicas também garante as despesas com combustível (Ref.

Bibliográfica [5] – pág. 114).

Tabela 1.2: Custos e Receitas por Tecnologia

Tabela 1.3: Custos e Receitais Totais

21

1.1.3. Introdução de Produção Intermitente no Sistema Elétrico11

Ao sistema elétrico estabelecido no ponto 1.1.2, é introduzida produção intermitente. Esta não é uma

tecnologia despachável e a sua produção varia aleatoriamente durante o ano.

A tecnologia intermitente, eólica, é caracterizada teoricamente por um custo anual fixo de

$120000/MW/ano, custo de operação $0/MWh e fator de utilização de 30%. Sob estas condições, o

custo médio desta tecnologia é de $45.7/MWh. Este preço é inferior ao custo médio do sistema; no

entanto, esta comparação tem pouco significado, pois tem que se ter em conta o valor da energia

produzida por esta tecnologia (a energia na hora de ponta tem um valor muito superior à do vazio)12

.

De modo a verificar as consequências da introdução desta tecnologia no sistema elétrico, duas

situações são consideradas: o primeiro caso corresponde a uma potência reduzida da tecnologia

intermitente e no segundo caso há uma introdução significativa da tecnologia intermitente.

1.1.3.1. Estado inicial da introdução da tecnologia intermitente no Sistema Elétrico

Inicialmente, é razoável considerar que a capacidade instalada da tecnologia intermitente é bastante

pequena face às tecnologias despacháveis: vazio, cheia e ponta.

Assim, é aceitável considerar uma curva de oferta similar à da Figura 1.1 e a curva de consumo da

Figura 1.3 e calcular o valor médio do preço do mercado.

Este valor é insuficiente para garantir a viabilidade económica da tecnologia intermitente. Saliente-se

que à tecnologia intermitente não é atribuída receita de capacidade, contrariamente ao que se faz

para as tecnologias despacháveis.

Com uma baixa contribuição da tecnologia intermitente, o sistema é, na prática, o estabelecido

anteriormente na secção 1.1.2.

1.1.3.2. Introdução de uma percentagem de produção intermitente no Sistema Elétrico

Considerando o sistema elétrico fictício em estudo, é introduzida neste sistema a tecnologia

intermitente eólica com 8000 MW de potência instalada. Deste modo, a correspondente produção

anual é 21 TWh o que corresponde a 15% do consumo do sistema traduzido pela curva monótona da

procura na Figura 1.2. Esta já é uma percentagem significativa de produção intermitente.

Para simplificar a análise, é assumido que a produção intermitente ocorre com uma distribuição

uniforme ao longo do ano com um valor médio de potência de 2400 MW. Devido à sua natureza

aleatória, a tecnologia intermitente não assegura uma potência firme de 2400 MW, a cada instante,

11

Ref. Bibliográfica [1] e [2]. 12

Recorde-se que as tecnologias despacháveis recebem uma quantia extra que se designa por receita de capacidade.

22

podendo ser bastante inferior ou superior, pois a variância é praticamente da mesma ordem da

média. A garantia de potência é assegurada pelas tecnologias despacháveis já existentes.

O custo de operação da tecnologia intermitente é nulo; em princípio, estas têm prioridade em

satisfazer o consumo.

É de referir que neste caso a tecnologia intermitente irá colocar-se no topo da curva monótona, ou

seja, irá suprimir uma grande parte da energia de ponta e cheia, tendo um grande peso nestas e

menor impacto na energia do vazio. Na realidade não é assim que acontece pois esta tecnologia tem

caráter aleatório e, portanto, é variável o impacto da sua energia ao longo da curva monótona, algo

que irá ser estudado no capitulo seguinte.

Removendo da curva monótona de procura do sistema a componente de consumo satisfeita pela

tecnologia intermitente, obtém-se uma curva monótona residual que tem de ser satisfeita pelas

tecnologias despacháveis, Figura 1.4.

Para satisfazer o consumo residual, são usadas as tecnologias despacháveis de vazio, cheia e ponta,

com as potências nominais definidas na Tabela 1.2. Estas recebem a Receita de Capacidade que é

fixa e a Receita de Energia, variável de acordo com a produção de energia injetada no sistema.

A Receita de Energia é obtida no mercado, através da oferta de energia ao custo marginal por parte

das diferentes tecnologias.

Verifica-se que, com a introdução da produção intermitente, a produção de ponta é praticamente nula

e diminui a produção de cheia e vazio.

Na realidade, o que se pretende é que a produção intermitente vá aumentando gradualmente ao

longo de vários anos, possibilitando a adaptação do sistema elétrico a esse aumento.

26 1778 3581 5333 8760

7600

10000

14695

19600

22000

Horas

Consum

o [

MW

]

Curva Monótona

Curva Monótona Residual

Figura 1.4: Curva Monótona Residual

23

Considera-se agora, que a produção intermitente foi aumentando ao longo de vários anos, o que

possibilitou a otimização do sistema elétrico ilustrada na Figura 1.5.

Com a otimização anterior, verifica-se que de modo a reduzir custos, o parque térmico tinha que se ir

adaptando à introdução da produção intermitente. Com uma produção intermitente com peso de 15%

na produção anual do sistema, a tecnologia de base foi reduzida para uma potência instalada de

12295 MW, a potência instalada da tecnologia de cheia e ponta mantém-se inalterada. Para se ter

reserva de potência, aumentar-se-ia a potência instalada da tecnologia de ponta em 2400 MW, sendo

o custo com a reserva de potência igual a .

Saliente-se que no 1º caso, não há adaptação do sistema ao longo do tempo, obtendo-se o custo

TOTAL 1, enquanto no 2º caso, há uma adaptação do sistema que conduz ao custo TOTAL 2.

Consequentemente são obtidos os seguintes resultados dos dois casos, ilustrados na Tabela 1.4.


Energia $109

Receitas de

Capacidade $109

Receitas Totais

$109

Custos Totais

$109

Vazio 2.988 1.175 4.163 5.733

Cheia 0.304 0.389 0.693 1.086

Ponta 0.000 0.195 0.195 0.195

TOTAL 1 3.988 1.759 5.051 7.014

1778 5333 8760

7600

12295

14695

17165

19600

22000

Horas

Consum

o [

MW

]


Curva Monótona

Figura 1.5: Curva Monótona Residual com otimização de tecnologias

Tabela 1.4: Custos e Receitas Totais das tecnologias despacháveis

24

Vazio 3.961 0.983 4.944 4.944

Cheia 0.996 0.389 1.385 1.385

Ponta 0.173 0.387 0.560 0.560

TOTAL 2 5.130 1.759 6.889 6.889

Através da análise da tabela anterior, verifica-se que:

No primeiro caso, a introdução de uma percentagem significativa da tecnologia intermitente no

sistema, estabeleceu que a receita total, que inclui a receita de capacidade, é inferior ao custo total

no caso das tecnologias de vazio e cheia. Neste caso, teoricamente, seria necessária uma potência

instalada da tecnologia de ponta de apenas 34 MW. As tecnologias de vazio e cheia deixam de ter

assegurada a sua sustentabilidade económica a longo prazo, mesmo com a Receita de Capacidade

obtida na Tabela 1.4, no 1º caso sem adaptação das tecnologias.

Verifica-se que, com a introdução da produção intermitente a custo zero no mercado, as ofertas dos

produtores baseadas nos respectivos custos marginais de produção, originam um preço médio de

mercado mais baixo.

A sustentabilidade económica da tecnologia intermitente não é assegurada com este valor médio.

No segundo caso, com a otimização existe uma redução dos custos totais em relação ao primeiro

caso, todas as tecnologias têm a sua sustentabilidade financeira assegurada e o valor médio do

preço do mercado não foi alterado com a introdução da produção intermitente. Devido à adaptação

das centrais despacháveis, mantém-se a divisão das horas de funcionamento (ponta, cheia e vazio),

ocorrendo apenas a diminuição da potência instalada da tecnologia do vazio.

1.1.3.2.1. Cálculo do Sobrecusto

Nesta secção é calculado o sobrecusto referente à introdução da produção intermitente referida

anteriormente.

O custo da energia intermitente, que possuí custo médio de $45.7/MWh e com uma produção anual

de 21 TWh, , é:

Sendo o custo total anual nos dois sistemas, (sem adaptação) e (com adaptação), dado por:

25

Comparando este resultado com o da secção 1.1.2. verifica-se que o sobrecusto é portanto:

Este sobrecusto corresponde respectivamente, a 3.7% e 2.0% do custo global do sistema inicial!

Não seria vantajoso aos produtores eólicos vender a sua energia ao preço de custo, estes pretendem

ter uma maior rentabilidade para o seu investimento. O custo nivelado desta tecnologia normalmente

situa-se entre os $50/MWh e $100/MWh13

. O custo total da energia intermitente é:

Sendo o custo total anual:

Comparando este resultado com o da secção 1.1.2. verifica-se que o sobrecusto é portanto:

No primeiro caso sem adaptação das potências das tecnologias despacháveis, o sobrecusto tem um

peso que varia entre 5% e 18%, no segundo caso, com adaptação das tecnologias, entre 3% e 17%.

Concluí-se que o sobrecusto é determinado fundamentalmente pelo custo da energia intermitente.

1.1.4. Introdução de Produção Hídrica

A tecnologia hídrica divide-se em centrais a fio de água e de albufeira. Nas primeiras, aproveita-se a

energia proveniente dos caudais fluviais em regime natural, em que é possível fazer uma previsão da

produção, nas segundas pode-se armazenar a energia. A tecnologia hídrica de albufeira ao contrário

da eólica é uma tecnologia com controlo de potência; é, portanto, uma tecnologia despachável que

permite o armazenamento do seu “combustível”, sendo a sua produção limitada ao ano hidrológico

em questão. Em Portugal ao ano hidrológico com uma hidraulicidade média igual a 1, corresponde a

uma produção anual de cerca de 11.6 TWh14

, naturalmente com uma hidraulicidade superior ou

inferior a 1 irá ocorrer uma maior ou menor produção hídrica.

Ao contrário da produção eólica que tem caráter aleatório de difícil previsão, no caso teórico em

estudo foi considerado que a sua produção anual varia linearmente com uma distribuição uniforme,

no caso da hídrica esta tem uma produção um pouco mais controlável. Os picos de produção da

tecnologia hídrica ocorrem na hora de ponta, sendo a sua produção nas horas do vazio praticamente

13

Ref. Bibliográfica [1]. Em Portugal o preço pago a esta tecnologia é fixado pelo Governo. 14

Análise a dados no centro de informação da REN.

26

nula e, apesar das centrais a fio de água possuírem uns perfis de produção um pouco diferentes das

de albufeira, considera-se uma distribuição média englobando ambas as centrais.

No caso em estudo, considera-se que, a produção hídrica é quantitativamente igual à produção eólica

e portanto igual a 21 TWh correspondendo a 15% da produção anual, sobrando 70% da produção

para produção térmica. A produção hídrica segue a seguinte distribuição, ilustrada pela Tabela 1.5:

Hora % de Potência Hídrica por hora

Vazio 10%

Cheia 40%

Ponta 50%

Se, teoricamente, se tiver em conta que segundo a otimização num dia tem-se 20.3% de ponta,

40.6% de cheia e 39.1% de vazio, obtém-se na Tabela 1.6 a seguinte produção:

Hora % de Produção Hídrica anual por hora

Vazio 12.9%

Cheia 53.6%

Ponta 33.5%

Ao retirar a produção hídrica da curva monótona residual obtém-se a curva monótona remanescente

térmica, ilustrada na seguinte Figura 1.6:

1778 5333 8760

6808

10317

13603

15645

19600

22000

Horas

Consum

o [

MW

]

Curva Monótona


Curva Remanescente Térmica

Tabela 1.5: Distribuição da Produção Hídrica por tecnologia

Tabela 1.6: Distribuição da Produção Hídrica anual

Figura 1.6: Curva Remanescente Térmica

27

Verifica-se que será necessária uma potência instalada hídrica de 3955 MW. Para satisfazer a Curva

Remanescente Térmica, deverá se manter a potência da tecnologia de cheia, diminuir a do vazio em

4378 MW e devido à incerteza da produção intermitente, aumentar a de ponta em 2400 MW, que será

a reserva de potência.

1.1.5. Produção Térmica

Após a introdução da produção intermitente e hídrica, ao retirar a energia produzida por estas da

curva monótona, obtemos uma curva monótona remanescente, a satisfazer pela produção térmica. O

que se pretende é fazer a otimização do sistema eletroprodutor através dessa curva monótona

remanescente, verificando-se qual a percentagem de funcionamento das centrais térmicas.

1.1.5.1. Curva Monótona Térmica

Após retirar a produção intermitente e hídrica da curva monótona obtém-se a seguinte curva

monótona remanescente, ilustrada pela Figura 1.7, que será totalmente satisfeita pela produção

térmica.

A produção térmica tem uma especial importância, pois é basicamente com ela que se baseia o

controlo do sistema elétrico, pois a produção intermitente é variável, tem caráter aleatório e apesar

das previsões não se pode dizer que se tenha uma quantidade de potência assegurada por esta e a

produção hídrica tem uma forte capacidade de resposta a variações de carga devido ao seu rápido

período de arranque, sendo utilizada principalmente na ponta. A produção térmica tem uma forte

1778 5333 8760

6810

10317

13603

15643

Horas

Consum

o [

MW

]

Figura 1.7: Curva Remanescente Térmica

28

importância no equilíbrio do sistema elétrico e na capacidade de assegurar energia produzida, sendo

também importante como potência de reserva.

Para fazer a otimização considera-se um primeiro caso, em que é introduzida a produção hídrica no

sistema inicial e que depois num segundo caso, a potência intermitente é instalada ao longo de vários

anos e possuí um custo médio de (custo nivelado de $75/MWh), o que permitiu um

planeamento estratégico do sistema elétrico, que com o objetivo de reduzir custos foi alterando o

parque térmico.

Apesar de teoricamente a água ser uma fonte primária com custo unitário 0, é atribuído um valor

equivalente ao custo da água, pois a tecnologia hídrica tem um custo de investimento, que se

considera neste estudo igual a $100000/MW/ano, um pouco superior à tecnologia de ponta. Com a

introdução da produção hídrica e intermitente existe necessidade de diminuir a potência instalada da

tecnologia do vazio para os 10317 MW e de aumentar a de ponta em 2400 MW de modo a precaver

algum período em que a produção intermitente seja praticamente nula. Como a produção hídrica

recebe o preço marginal da última central a vender no mercado, são obtidos os seguintes resultados

na Tabela 1.7.


Energia $109

Receitas de

Capacidade $109

Receitas Totais

$109

Custos Totais

$109

Vazio 4.163 1.017 5.180 5.180

Cheia 0.655 0.263 0.918 0.918

Ponta 0.126 0.163 0.289 0.289

Hídrica 0.396 0 0.396 0.396

TOTAL 1 5.340 1.443 6.783 6.783

Vazio 3.358 0.826 4.184 4.184

Cheia 0.655 0.263 0.918 0.918

Ponta 0.126 0.163 0.289 0.289

Intermitente 0.80515

0.77016

1.575 1.575

Reserva 0 0.192 0.192 0.192

TOTAL 2 5.340 2.214 7.554 7.554

15

Esta receita é proveniente do mercado. 16 Esta receita é a diferença entre o custo da produção intermitente e a receita que esta obtém do mercado.

Tabela 1.7: Custos e Receitas Totais

29

Com a introdução da produção hídrica ocorre uma diminuição da produção das restantes tecnologias,

mas devido ao seu baixo custo de investimento anual e custo marginal nulo, o custo do sistema é

inferior ao inicial.

Verificando-se através da análise da tabela, que com a introdução de uma percentagem significativa

da tecnologia intermitente no sistema, leva à diminuição da produção da tecnologia de vazio.

Concluindo-se que a tecnologia do vazio é a mais afetada com a introdução destas tecnologias.

É interessante verificar que, com a introdução da produção hídrica ao custo da última central a vender

no mercado, com ofertas dos produtores baseadas no seu custo marginal de produção, estando o

sistema otimizado, origina um preço médio de mercado igual ao analisado anteriormente com a

introdução da produção intermitente, e ao que não contem a introdução destas duas tecnologias.

Concluindo-se que no caso do sistema estar otimizado, e as tecnologias despacháveis adaptadas, a

introdução destas tecnologias não vai afetar o preço do mercado.

1.1.5.1.1. Cálculo do Sobrecusto

Nesta secção é calculado o sobrecusto referente à introdução da produção intermitente referida

anteriormente.

Sendo o custo total anual:

Comparando este resultado com o da secção 1.1.2. e com o sistema com a tecnologia hídrica,

verifica-se que o sobrecusto é portanto:

O sobrecusto com a introdução das duas tecnologias é de -2%, devido à tecnologia hídrica ser

economicamente mais vantajosa em relação às restantes tecnologias, no entanto o sobrecusto da

introdução da produção intermitente no sistema com a tecnologia hídrica tem o valor médio de 11%.

1.2. Programação Linear17

O objetivo é satisfazer, a custo mínimo, um dado consumo de energia elétrica. Para resolver este

problema, considera-se um modelo constituído por dois estados; no primeiro, investe-se num

conjunto de tecnologias e no segundo estado opera-se com as tecnologias selecionadas. O modelo,

que se vai obter, baseia-se na programação matemática e na sua implementação utilizam-se as

técnicas de otimização disponibilizadas pelo software MATLAB.

17

Ref. Bibliográfica [6]

30

1.2.1. O Modelo de Otimização

Admite-se a existência de um conjunto K de tecnologias, a cada elemento k ∊ K associa-se a potência

instalada da respectiva tecnologia, . A curva monótona, que representa o consumo a satisfazer, é

decomposta em diferentes segmentos de tempo que pertencem ao conjunto L, l ∊ L. A Figura 1.8

ilustra a decomposição que corresponde a uma discretização da curva monótona: o intervalo de

tempo de duração [hora] e o nível de procura [MW] mantêm a mesma energia que a curva

monótona real define.

Introduz-se ainda a seguinte notação: é o investimento em potência [MW] da tecnologia ∊ ,

esta tecnologia é operada ao nível no intervalo de tempo quando o nível da procura é dado

por . Naturalmente, no ano a duração média de horas é ∑ , mas para o caso em

estudo não se consideram os anos bissextos, sendo a duração média de horas num ano não bissexto

igual a ∑ .

O custo anual do investimento, ou custo fixo, da tecnologia é , [$/MW], e o custo variável de

produção, que se assume constante, é , [$/MWh]. é o custo de energia não fornecida,

expresso em [$/MWh]. Este valor, na prática, pode variar entre 1000 e 10000 $/MWh. O valor de ,

fixado pela Regulação, varia, habitualmente, de 300 a 3000 $/MWh e pode ser visto como um preço

máximo18

. é a potência não fornecida no intervalo de tempo .

O segundo estado do modelo corresponde à minimização do custo de operação do sistema, Q(x),

tendo em conta o conjunto de tecnologias disponíveis e as respectivas potências instaladas. É um

problema de curto-prazo:

18

Correspondente ao Price-Cap que é da ordem de 10 a 20 vezes o preço médio do sistema. Este valor provém do contributo dado pelo recente desenvolvimento dos mercados elétricos para o estabelecimento do valor da energia em situações de ruptura.

8760

Horas

P [

MW

]

Figura 1.8: Discretização da curva monótona

𝜏 𝑙

𝑑 𝑙

31

∑ [∑

∊

]

∊

Com as seguintes restrições:

∑ ∊ d(l)

,

Nota: as variáveis duais estão associadas à direita das respectivas restrições.

A seleção dos investimentos, tecnologias e respectivas potências instaladas, é uma questão de longo

prazo que, naturalmente, tem em conta a subsequente minimização do custo da operação . Esta

última, que corresponde ao segundo estado do modelo, realiza-se após a escolha do conjunto das

tecnologias e respectivas potências instaladas com ∊ .

O problema da minimização do custo de longo prazo, que corresponde ao primeiro estado do modelo,

é dado pela função objetivo:

[∑

∊

]

Com as seguintes restrições:

∑ ∊ d(l)

,

A minimização do custo da energia elétrica é o objetivo e cuja solução corresponde à resolução do

problema anterior. Refira-se que em 1.1. tal questão já foi abordada de forma mais didática e próxima

da realidade, isto é, sem recorrer aos potentes mas abstratos instrumentos que a programação

matemática proporciona, a comparação dos resultados é feita a seguir.

1.2.2. Comparação dos resultados

A solução do problema de programação linear é obtida com o recurso o software MATLAB. A

expressão constitui a função objetivo e as restrições , e , que estabelecem a

matriz de restrições

A otimização feita em 1.1., com os resultados obtidos na Tabela 1.2 da secção 1.1.2., é retomada no

seguinte exemplo. Os resultados das duas metodologias são comparados.

32

Para satisfazer o consumo de um dado sistema elétrico, há três tecnologias disponíveis: vazio, cheia

e ponta. Os parâmetros que caracterizam as diferentes tecnologias são os apresentados na Tabela

1.8, esta contém os dados da Tabela 1.1 da secção 1.1.1. mais os referentes à energia não fornecida.

O consumo a satisfazer é dado pela curva monótona definida na secção 1.1.2., pela expressão (1.2),

sendo o consumo computacional, dado pela seguinte expressão:

é a procura média do sistema no intervalo , sendo a carga máxima do sistema.

Para efeitos de aplicação do modelo de programação linear, a curva monótona é discretizada em

intervalos de tempo. Poderão ser usados intervalos de tempo divisores inteiros de 8760 de modo a

obtermos um número inteiro de horas em cada intervalo.

A título de exemplo, utilizam-se 30 intervalos de tempo iguais, como se mostra na Figura 1.9.

8760

horas

d [

MW

]

Tabela 1.8: Custos Fixos e Marginais


$/MW/Ano

Custos Marginais

$/MWh

Vazio 240000 20

Cheia 160000 35

Ponta 80000 80

Energia Não Fornecida 0 Entre 300 e 3000

Figura 1.9: Discretização da curva monótona em 30 intervalos

33

Com a discretização da figura anterior, obtêm-se os seguintes intervalos de tempo, , e as

respectivas procuras, :

Foram testados vários casos, variando o número de intervalos de tempo. Naturalmente que quanto

maior o número de intervalos de tempo melhor será o resultado e mais pesado será o cálculo

computacional. Ao variar o número de intervalos de tempo, pretende-se obter a melhor relação entre

o erro obtido e o tempo computacional despendido.

O maior número de intervalos em que se consegue otimizar o sistema sem problemas

computacionais é de 1752 intervalos, verificando-se agora na Tabela 1.9 as relações entre o número

de intervalos, tempo despendido computacionalmente e o erro das soluções.

Soluções Otimização

em 1.1

Programação Linear

PC=$300/MWh

Intervalos - 1752 1095 60 6

Vazio MW 14695 14695 14696 14650 15000

Cheia MW 4871 4870 4866 4901 4000

Ponta MW 2435 1939 1940 2000 2000

Potência Não

Fornecida MW - 493 493 400 0

Custo Total

Anual $109

7.693 7.674 7.674 7.673 7.597

Erro % - 0.08 0.10 1.44 17.88

Tempo s - 5.40 1.55 0.95 0.65

Verifica-se que a melhor relação erro/tempo ocorre para uma discretização de 1095 intervalos.

Com a introdução do PC na Programação Linear, são originadas diferenças, pelo que à potência da

tecnologia de ponta deverá ser acrescenta a potência não fornecida e só depois comparar com o

valor da Otimização, este parâmetro tem como objetivo reduzir custos, pelo que os custos na

programação linear são mais baixos e portanto esta diferença não é considerada no cálculo do erro.

É possível introduzir o PC na representação gráfica da Figura 1.2 apesar de tal não ter sido realizado.

Os resultados obtidos com o programa de programação linear são comparados com os verificados na

Tabela 1.2 da secção 1.1.2., como se ilustra na Tabela 1.10.

Tabela 1.9: Comparação de resultados da Programação Linear

34

Soluções Programação linear

PC=$300/MWh

Programação linear

PC=$3000/MWh

Otimização do

Sistema Eletroprodutor

Vazio MW x(1) =14696 x(1) =14696 x(1) =14695

Cheia MW x(2) =4866 x(2) =4866 x(2) =4871

Ponta MW x(3) =1940 x(3) =2398 x(3) =2435

Potência Não

Fornecida MW 493 27 ----------------------

Custo Total Anual $109 7.674 7.692 7.693

A comparação dos resultados ilustra diferenças, que ocorrem devido à introdução do Price-Cap na

programação linear. Só na tecnologia de ponta é que essas diferenças se verificam pois esta é a que

possui maiores custos marginais. Sendo o PC o preço máximo a que a energia pode ser

comercializada, com estes resultados conclui-se que para um PC igual a $300/MWh e $3000/MWh é

preferível evitar a construção de 493 MW e 27 MW respectivamente, de tecnologia de ponta de modo

a reduzir custos. Com a introdução do PC, o que se sucede é que os consumidores preferem evitar

pagar elevados custos pela energia em detrimento das suas necessidades em adquirir essa energia.

1.2.3. Introdução de Produção Intermitente

Considerando a secção 1.1.3.2. em que é introduzida no sistema a tecnologia intermitente eólica com

8000 MW de Potência Instalada. Correspondente à produção anual de 21 TWh, 15% do consumo do

sistema traduzido pela curva monótona da procura da Figura 1.5. Esta já é uma percentagem

significativa de produção intermitente.

Seguindo o modelo introduzido em 1.2.1. obtêm-se os seguintes resultados da programação linear e

é feita a comparação dos resultados obtidos em 1.1.3.2. na Tabela 1.11:

Tecnologia

de operação


PC=$300/MWh


PC=$3000/MWh

Otimização do

Sistema Eletroprodutor

Vazio MW x(1) =12292 x(1) =12296 x(1) =12295

Cheia MW x(2) =4877 x(2) =4866 x(2) =4870

Ponta MW x(3) =1932 x(3) =2400 x(3) =2435

Potência Não

Fornecida MW 493 33 ----------------------

Custo Total Anual $109 6.677 6.696 6.697

Verifica-se que para um PC igual a $3000 os resultados são praticamente idênticos, existindo uma

maior diferença entre a potência de ponta no caso de PC igual a $300 devido a no caso da

otimização gráfica não se ter considerado o PC.

Tabela 1.10: Resultados da Programação Linear


35

1.3. Previsões de Produção na Europa

Eurelectric apresentou recentemente uma estimativa para a evolução da capacidade da rede elétrica

na Europa, Figura 1.10.

De acordo com esta estimativa, a capacidade da potência da rede europeia irá aumentar dos atuais

800 GW para 1300 GW em 2050. Como as tecnologias despacháveis mantêm-se praticamente

constantes, são as não despacháveis, como a eólica e a solar que vão suportar o aumento da

produção de energia. No entanto, a procura de ponta mantém-se abaixo da capacidade despachável

da rede.

Estas políticas têm consequências, que já estão a ser verificadas atualmente em Portugal e Espanha;

aumento das tecnologias não despacháveis na rede, tem como consequências o incremento do preço

da energia e a baixa utilização das tecnologias despacháveis, tal pode ser verificado na Figura 1.11.

19

Ref. Bibliográfica [7] 20


Figura 1.10: Previsão de Potência Instalada e Consumo na Europa19

Figura 1.11: Evolução das horas de Gás e Carvão em Portugal e Espanha20

36

Devido à crise monetária a procura por energia elétrica ficou aquém das expectativas, diminuindo em

2009, o que devido ao aumento da potência intermitente instalada, origina a diminuição das horas de

funcionamento das centrais térmicas, aumentando o sobrecusto no sistema devido aos contratos

CAE ou CMEC que estas têm estabelecidos.

1.4. Conclusões

Com a introdução da tecnologia intermitente numa percentagem considerável, o valor médio de

venda da energia no mercado baixou consideravelmente. Devido a este facto as tecnologias

despacháveis deixaram de ter o seu futuro assegurado a longo prazo.

De modo a eliminar este problema existem várias soluções:

- Aplicar uma taxa de capacidade variável à já existente, que consiste em verificar qual o valor em

falta para a central subsistir, fazendo com que os custos e receitas totais sejam iguais novamente.

- Dar o devido valor à tecnologia intermitente aplicando uma taxa que valorize a produção na hora de

cheia e ponta e desvalorize na hora do vazio. Tendo em conta que, em média, devido ao risco

associado, os produtores destas tecnologias para investir nestes projetos pretenderão uma

remuneração superior, no entanto, esta remuneração, teoricamente, acompanhará o preço da energia

no mercado o que, teoricamente, diminui o sobrecusto.

- Através desta última medida o valor de venda de energia no mercado vai ser mais justo para

produtores e consumidores, diminuindo o peso dos custos fixos (Receitas de Capacidade) nas

tecnologias, em especial nas despacháveis alterando o tarifário verde das PRE.

- Adaptar o sistema, o que conduz a fechar centrais desnecessárias, poupando as despesas de

capacidade destas. Determinar qual a melhor razão entre a produção intermitente e despachável, de

modo a baixar o preço de energia no mercado, mantendo uma potência despachável instalada acima

da procura de ponta, garantindo que a procura é satisfeita e que se baixam os custos totais de

produção.

37

2. SISTEMA ELÉTRICO PORTUGUÊS

Neste capítulo é feita uma análise ao problema em questão, utilizando dados reais para os custos

nivelados das tecnologias despacháveis em Portugal, tal como para a curva monótona da procura.

Com estes dados é calculado, através da otimização do sistema eletroprodutor, a potência instalada

de cada grupo de tecnologias. Os resultados obtidos são comparados com os reais.

Através de uma análise à introdução da produção intermitente no sistema elétrico, retirando amostras

da produção ao longo do ano, obtém-se a curva monótona residual através de estimativas. O mesmo

método é usado para a produção hídrica, obtendo-se a curva monótona de remanescente térmico,

que permite a otimização do sistema eletroprodutor térmico. Refira-se que tais estatísticas poderiam

se obter junto das empresas do sector. Não sendo dados a que o público tenha acesso, procedeu-se

ao seu cálculo estatístico, através de informação pública, ao invés de pedir dados confidenciais às

empresas. A análise refere-se ao ano de 2009.

2.1. Otimização do Sistema Eletroprodutor

A otimização introduzida em 1.1. consiste na minimização do custo de operação de um Sistema de

Energia Elétrica, baseando-se na consideração dos custos variáveis de produção, isto é, dos custos

marginais dos centros produtores. Estes custos são ordenados de forma crescente, de modo

satisfazer uma dada potência solicitada, obtendo-se a equação (1.1):

Com custos variáveis ci, custos fixos anualizados Ci e com o número de horas dado por hi +1, sendo

o índice referente à tecnologia em questão.

2.1.1. Dados do Sistema Elétrico Português

Através dos dados dos Perfis de Consumo para Clientes BT do SEN, obtidos através do Centro de

Informação da REN, referentes ao ano de 2009, o último ano em que foi disponibilizada esta

informação, obtém-se a curva monótona de procura portuguesa referente ao ano de 2009.

Com os dados fornecidos pela EDP, referentes aos custos nivelados das centrais despacháveis

portuguesas, estas serão divididas nos grupos vazio, cheia e ponta, será feita a otimização do

sistema eletroprodutor português.

2.1.1.1. Curva Monótona

Com os dados fornecidos pelo Centro de Informação da REN, é obtida a curva monótona referente ao

ano de 2009, sendo a tipologia dos dados ilustrada na seguinte Tabela 2.1:

38

Data Hora

Diagrama de

carga do

Sistema [MW]

Perfil Final

BTE

Perfil Final

BTN A

Perfil Final

BTN B

Perfil Final

BTN C

Perfil Final

IP

01-01-2009 00:15 5 320 0,0197495 0,0230906 0,0359840 0,0402216 0,058781

01-01-2009 00:30 5 320 0,0192099 0,0213782 0,0347950 0,0382953 0,058781

01-01-2009 00:45 5 372 0,0191015 0,0205191 0,0343614 0,0373391 0,059861

01-01-2009 01:00 5 372 0,0186121 0,0195650 0,0333896 0,0358767 0,059861

01-01-2009 01:15 5 260 0,0180064 0,0186111 0,0323339 0,0343546 0,059532

01-01-2009 01:30 5 260 0,0175164 0,0179061 0,0313961 0,0330490 0,059532

01-01-2009 01:45 5 043 0,0169064 0,0172496 0,0301027 0,0314625 0,058889

01-01-2009 02:00 5 043 0,0166044 0,0170183 0,0294263 0,0302880 0,058889

Desta tabela só interessa os três primeiros dados, referentes à data, hora e potência do consumo.

Como na curva monótona tem-se os dados em horas, evoluindo de 0 a 8760h, e nos perfis de

consumo tem-se os dados de um quarto em um quarto de hora, para a hora 0 do dia 1 de Janeiro de

2009 é considerada a média aritmética das cargas das 00:15 à 01:00, para a hora 1 das cargas da

01:15 às 02:00 e assim sucessivamente:

Sendo a potência, o dia e a hora, referentes à terceira, primeira e segunda entradas da

Tabela 2.1, respectivamente, é a procura e as horas, com a ordenação por ordem decrescente do

vetor , obtém-se a seguinte curva monótona referente a 2009, Figura 2.1.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 87600

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.194

10.000

Horas

De

ma

nd

a [ M

W ]

Curva Monótona Portuguesa em 2009

Tabela 2.1: Dados de Consumo (Fonte: REN)

Figura 2.1: Curva Monótona Portuguesa em 2009

39

2.1.1.2. Parque Eletroprodutor Português

O parque eletroprodutor português é caracterizado pelo seguinte grupo de centrais:

Hidroelétricas:

-Albufeira;

-Fio de água.

Termoelétricas:

-Gás natural;

-Carvão;

-Fuel.

Produção em Regime Especial:

-Eólica;

-Fotovoltaica;

-Hidráulica;

-Ondas;

-Térmica.

2.1.1.2.1. Custos Nivelados

Encontra-se na Figura 2.2 a Receita Unitária Nivelada (LRR) das diferentes tecnologias a otimizar,

este dado é muito útil para analisar a competitividade económica entre as diferentes tecnologias.

LRR1 €2010/MWh

Fonte: Análise EDP.

1Receita unitária nivelada necessária ao longo da vida do projeto para assegurar TIR alvo (8% para Gás, Carvão e Hidro; 10%

para Nuclear e Solar; 9% para outras Renováveis) em valores reais constantes

A LRR é calculada para assegurar uma TIR (Taxa Interna de Rentabilidade) alvo, durante os anos de

vida do projeto.

Figura 2.2: LRR- Receita Unitária Nivelada (Fonte: EDP)

40

A TIR é o valor da taxa de atualização que anula o VAL (Valor Atual Líquido), portanto o investimento

no projeto só deve ser aceite caso a TIR seja superior à taxa de atualização especificada, sendo a

TIR dada por:

∑

∑

Sendo o fluxo monetário líquido, o investimento no ano e os anos de vida do projeto.

O custo nivelado21

pode ser simplificadamente relacionado com o custo médio unitário da energia

produzida que é dado por

Sendo , e , os custos (€) fixos, de combustível e de operação e manutenção respectivamente

e sendo a energia produzida anualmente .

Os custos fixos são iguais à multiplicação do inverso do fator do valor atual da anuidade que é

dado pela grandeza pelo investimento que é igual à multiplicação do custo unitário da potência

instalada pela potência instalada do grupo gerador.

A grandeza é dada por

sendo a taxa de atualização.

Os custos de combustível são iguais ao produto do custo unitário do calor pelo consumo

específico de calor e pela energia produzida anualmente .

Os custos de operação e manutenção são iguais ao produto do seu custo unitário

pela energia produzida anualmente .

A utilização anual da potência instalada (horas) é dada pela divisão da energia anualmente

produzida pela potência instalada .

Se o grupo gerador utilizar fontes de energia renováveis, o custo de combustível é nulo reduzindo-se

o custo de produção ao custo fixo e ao custo de operação e manutenção.

Verifica-se que a tecnologia hídrica é a fonte de energia mais competitiva seguindo-se as tecnologias,

eólica, gás e carvão, mas tem que se ter em conta a limitação da tecnologia eólica em termos dos

perfis de produção.

Saliente-se que estes são os valores necessários para assegurar a TIR alvo, ao longo da vida do

projeto e que os preços marginais de venda no mercado são diferentes destes, pois são

estabelecidos pelos produtores, o que origina por exemplo que a energia hídrica seja vendida como

21


41

energia de ponta, excluindo os casos em que há ou pode ocorrer excesso de água nas albufeiras, ou

produção nas centrais a fio de água numa hora de vazio ou cheia.

É de referir ainda que os custos de produção das centrais a fuel é de cerca de 90 €/MWh (Fonte:

Ministério da Economia e Inovação).

Apesar destes custos nivelados, a PRE-R (Produção em Regime Especial - Renovável), possuí uma

remuneração especial designada por Tarifário Verde, que vai ser abordada no capitulo seguinte.

2.1.1.2.2. Potência Instalada22

Durante o ano de 2009 a potência instalada teve a seguinte variação, ilustrada na Tabela 2.2:

Potência Instalada em Portugal

Ano Início de 2009 Final de 2009 Variação

Potência Instalada [MW] 14 924 16 738 1 814

Centrais Hidroelétricas 4 578 4 578 0

Centrais Termoelétricas 5 820 6 690 870

Carvão 1 776 1 776 0

Fuel 1 476 1 476 0

Fuel/Gás Natural 236 236 0

Gasóleo 165 165 0

Gás Natural 2 166 3 036 870

PRE 4 526 5 470 944

Térmica 1 424 1 631 208

Hidráulica 385 405 20

Eólica 2 662 3 357 695

Fotovoltaica 53 75 22

Ondas 2 2 0

2.1.1.2.3. Consumo em 2009

O consumo em 2009 teve a seguinte divisão por tecnologia, ilustrada nas tabelas seguintes:

Consumo

[GWh]

Hídrica

Térmicas

Saldo

Importador

PRE

Fios de

Água

Albufeiras

Hídrica

Térmica

Eólica

Fotovoltaica

2009 4624 3270 23708 4777 825 5966 7493 139

% Consumo 15.5% 46.7% 9.4% 1.6% 11.8% 15,0%

22


Tabela 2.2: Variação da Potência Instalada em 2009 (Fonte: REN)

Tabela 2.3: Divisão do Consumo por Tecnologia em 2009 (Fonte: REN)

42

Verifica-se que após as emissões de CO2 começarem a ser pagas, as centrais a carvão deixaram de

ser vantajosas em relação às centrais a gás natural, pois o seu custo nivelado passou a ser

praticamente o mesmo, o que se verifica também na produção anual.23

Com uma escassa produção encontram-se as centrais a fuel, que é um combustível cada vez mais

caro, usando-se estas centrais apenas em casos de extrema necessidade como centrais de ponta.

2.1.1.2.4. Perfis de Produção

Feita uma análise à produção no dia em que se verificou a maior ponta do ano, o dia 12 de Janeiro de

2009, obteve-se a seguinte Tabela 2.5

Ponta [MW] Consumo [GWh]

Hidráulica 2 304 19.1

Térmica 4 869 94.0

Total Prod. Regime Ordinário 7 166 113.1

Importação (Comercial) 1 500 28.2

Exportação (Comercial) 0 0.2

Saldo Importador 1 500 28.0

Bombagem 204 1.0

Hidráulica 118 1.8

Térmica 811 16.6

Eólica 1 339 14.2

Fotovoltaica 21 0.1

Ondas 0 0.0

Total Prod. Regime Especial 2 142 32.7

CONSUMO 9 217 172.8

23

Como se verifica na Figura 2.2, o custo nivelado do carvão depende acentuadamente do custo das emissões. Se o custo da emissão de CO2 variar, naturalmente, a tecnologia a carvão é a mais afetada.

Consumo

[GWh]

Térmicas

Carvão Gás Natural Fuel

2009 11942 11463 303

% Consumo 23.5% 22.5% 0.7%

Tabela 2.4: Divisão do Consumo por Tecnologia Térmica em 2009 (Fonte: REN)

Tabela 2.5: Ponta e Consumo em 12 de Janeiro de 2009 (Fonte: REN)

43

A produção ao longo do dia é ilustrada na seguinte Figura 2.3:

A título de comparação apresenta-se a produção ao longo do dia 11 de Agosto de 2009, ilustrada

pela Figura 2.4:

Excluindo as PRE, verifica-se que a divisão em grupos de centrais não é óbvia. Sendo que as

centrais hidráulicas e de fuel são de ponta, não é fácil discernir através de análise gráfica se existem

centrais de cheia, parecendo que em relação às centrais de gás natural e de carvão tém-se umas que

são de vazio e outras de cheia. Verifica-se que, na hora de cheia e de ponta, a produção das centrais

a gás natural aumentou muito mais que a produção das centrais a carvão, o que revela que as

centrais a gás natural são na sua maioria centrais de cheia e as centrais a carvão do vazio.

Figura 2.3: Produção de 12/01/2009 (Fonte: REN)

Figura 2.4: Produção de 11/08/2009 (Fonte: REN)

44

2.1.2. Estimativa de Produção Eólica

Nesta secção, é feita uma estimativa da produção eólica de 2009. Analisando dados de anos

anteriores e amostras do ano em estudo, é efetuada a análise estatística para credibilizar os

resultados. Os principais conceitos e formulação, tal como a distribuição de probabilidade normal

utilizada, são explicados em ANEXO I. Posteriormente, é feita a comparação com os resultados reais

deste mesmo ano.

2.1.2.1. Estimativa tendo em conta dados de anos anteriores

Realiza-se uma análise aos dados de anos anteriores a 2009, o que permite obter uma estimativa do

fator de carga anual e ao longo do ano.

2.1.2.1.1. Estimativa do fator de carga

Analisando resultados de anos anteriores é feita uma estimativa do fator de carga ou índice de

produtibilidade da produção eólica para 2009, estando estes apresentados na seguinte Tabela 2.6.

Ano 2006 2007 2008

Fator de Carga % 26 25 27

Sendo a média e o desvio padrão corrigido calculados através de:

∑

√

∑

Obtém-se =26% e s =1%, tem-se um desvio padrão pequeno em relação à média, deste modo

pode concluir-se que o fator de carga da produção eólica varia pouco de ano para ano.

O fator de carga estimado para o ano de 2009 é de aproximadamente 26% 3%.

No ano de 2009 o fator de carga real foi de 27% (Fonte: REN).

Considera-se um erro de 5% para a média da potência instalada anual , devido à

sua variação durante o ano. A produção eólica esperada para 2009, é aproximadamente:

A produção eólica em 2009 foi de 7.49 TWh (Fonte REN), que é inferior ao limite máximo da

estimativa, 7.65 TWh.

Tabela 2.6: Fator de Carga Anual (Fonte: REN)

45

Verifica-se que apesar da produção eólica variar muito durante o dia e de um dia para o outro, sendo

difícil de fazer uma previsão segura da produção eólica diária, em relação à produção anual esta não

varia muito como se pode verificar através do fator carga. Em seguida irá verificar-se se mensalmente

o fator de carga varia significativamente, trazendo maior credibilidade à seguinte estimativa que

pretende colocar a produção eólica em grupos de produção.

2.1.2.1.2. Estimativa Mensal do fator de carga

Procedeu-se ao cálculo da Estimativa Mensal do fator de carga, que se encontra na seguinte Tabela

2.7.

Mês 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2006 25 24 33 22 20 19 18 26 20 35 31 30

2007 21 35 35 19 24 22 25 27 20 18 27 28

2008 27 32 37 34 19 20 21 25 16 27 32 38

Μ 24.3 30.3 35 25 21 20.3 21.3 26 18.7 26.7 30 32

Σ 3 5.36 2 7.94 3 1.53 3.5 1 2.3 8.5 2.6 5.3

24.3

30.3

35

25

21

20.3

21.3

26

18.7

26.7

30

32

2009 34 24 28 25 22 17 24 20 18 26 43 47

Ao analisar a tabela, verifica-se que a nível mensal, isto é, de um mês para o outro e do mesmo mês

de um ano para outro, já existe uma variação significativa, portanto esta estimativa está sujeita ao

erro e para tal requer um maior número de amostras. Verifica-se que em relação ao ano de 2009 a

estimativa falhou em relação ao valor real em dois casos, o que não é relevante visto que o objetivo

desta secção é elucidar sobre a significativa variação mensal da produção eólica e denotar as

dificuldades de fazer uma estimativa diária de produção, o que se irá estudar na secção seguinte.

2.1.2.2. Análise Estatística

Nesta secção é efetuada uma estimativa da produção eólica, determinada através de análise

estatística a amostras obtidas durante o ano de 2009. É verificada a estimativa de produção por hora

e por mês. Para não tornar a secção muito densa e de difícil percepção, todos os conceitos e

formulário estatístico usados nesta secção encontram-se fundamentados no ANEXO I, sendo

apresentados nesta secção apenas os conceitos fundamentais.

É efetuada uma inferência estatística de modo a responder a questões específicas sobre a produção

eólica, em especial os aspectos relativos ao caráter aleatório da variável aleatória percentagem de

potência instalada (%Pinst) sob estudo, pois não nos interessa saber qual a potência que existe em

um determinado instante, pois esse valor é relativo, o interesse encontra-se em saber qual a

Tabela 2.7: Fator de Carga (%)

46

percentagem de potência instalada. Esta vai variando ao longo do tempo e se hoje uma ponta de

2 GW pode ser bom, se a potência instalada aumentar para o dobro o referido valor passa a ser mau.

Em especial serão estudados os seguintes pontos:

- Obter valores para parâmetros desconhecidos μ e σ2, obtendo uma estimação pontual e intervalar;

- Testes de hipóteses sobre parâmetros desconhecidos ou de distribuições que permitam explicar a

variabilidade da variável aleatória de interesse %Pinst.

A análise estatística será efetuada, através da análise da potência instantânea de várias amostras da

produção eólica diária através de tabelas e de figuras como a seguinte, que corresponde à produção

eólica de dia 12 de Janeiro de 2009:

2.1.2.2.1. Estimativa do fator de carga

Sendo a %Pinst a variável aleatória de interesse, então %Pinst1,...,%Pinstn, são variáveis aleatórias e

identicamente distribuídas (i.i.d.) à %Pinst. São retiradas amostras aleatórias24

a 5 dias de cada mês

num total 1440h, numa população de 8760h, a amostra aleatória corresponde a 16.4% do total. Neste

cálculo vamos repetir basicamente o cálculo de um intervalo de confiança para o fator de carga, mas

ao invés de usar dados de anos anteriores como estimativa vá usar-se estatísticas do ano em

questão, sendo a média da potência instalada durante o ano de 2009,

Considera-se que a %Pinst por hora segue uma distribuição normal, poderiam ser estudadas outras

distribuições que até podiam trazer melhores resultados, tal como a distribuição de Weibull que é a

distribuição probabilística que descreve o regime dos ventos, mas esta é usada mais a nível local, no

24

As amostras não são totalmente aleatórias, pois não forão considerados fins-de-semana e feriados, por considerar que não têm grande interesse a nível de consumo. Devido ao caráter aleatório da produção eólica esta não deve ser afetada por esta restrição, já a estimação da produção hídrica será afetada, pois os dias retirados são de fraca produção hídrica, portanto será de prever que a estimativa preveja uma maior produção hídrica do que a que ocorre na realidade.

Figura 2.5: Produção Eólica de 12/01/2009 (Fonte: REN)

47

projeto da estimativa de produção de um novo parque eólico em determinada área, o que se pretende

é uma distribuição mais geral e menos limitada.

∑

∑

(∑

)

Sendo μ a média e σ2 a variância, e

são estimadores centrados destes respectivamente,

mais concretamente a média e a variância amostral corrigida

Como

( √ )

∑

Os estimadores de máxima verosimilhança (emv) de μ e σ2 são respectivamente:

√

Verifica-se que os emv são centrados e que, portanto a estimativa é consistente.

Pretende-se agora calcular um intervalo de confiança a 95% para o referido valor esperado , com

desconhecido, tem que se usar o estimador e fazer uma aproximação à função de distribuição

t-Student.

√ ⁄

Sendo o intervalo de confiança:

[ (

)

√

(

)

√ ]

Sendo o nível de significância igual a 5% e o quantil da função de distribuição t-Student, que é

um valor tabelado , obtido na tabela desta distribuição através de interpolação e

o estimador do desvio padrão .

Verifica-se que o valor real do fator de ciclo de 27% (gama de valores entre 26.50% e 27.49%) não se

encontra dentro do intervalo de confiança, contendo um erro de 2.6% em relação a este e de 6% em

relação à média, o que significa que o número de amostras aleatórias é inferior ao necessário. Será

agora interessante calcular o número de amostras necessárias para estimar esta percentagem com

uma margem de erro inferior a 2% em relação à média e com um grau de confiança de pelo menos

95%.

48

O objetivo é calcular o menor valor de de tal forma que .

Assumindo que o valor de é elevado e usando o facto de que, para elevado,

√ ,

tem-se:

(|√

√ |

√

√ )

Esta desigualdade é aproximada a:

√

√

(

)

Sendo o valor máximo de , para

São necessárias mais 961h de amostras, o que corresponde a sensivelmente 40 dias, portanto cerca

de mais quatro dias de amostras por mês, para se obter uma estimativa melhor que a anterior.

Utilizando agora mais quatro dias de amostras por mês num total de 2592 amostras, cerca de 30% do

ano, e usando o formulário do cálculo anterior, obtêm-se os seguintes resultados:

∑

∑

(∑

)

√


[ (

)

√

(

)

√ ]

O valor real do fator de ciclo de 27% (gama de valores entre 26,50% e 27,49%) não se encontra

dentro do intervalo de confiança, tendo um erro de 0.4% em relação a este e de 3.3% em relação à

média.

49

Pretende-se saber qual a estimativa de máxima verosimilhança (EMV) da probabilidade de termos um

fator de carga superior a 30% da Pinst.

( ) (

)

Ou seja, na estatística em questão existe uma probabilidade de 47% pela EMV da %Pinst ser

superior a 30% e uma probabilidade de ser inferior, de 53%, sendo um valor tabelado da função de

distribuição normal reduzida

Com recurso às amostras desta secção, a estatística seguinte da próxima secção vai ter um cuidado

especial em relacionar a potência produzida com a hora específica de produção e também com o

mês, sendo útil para verificar a estimativa de produção eólica por grupos de produção.

2.1.2.2.2. Estimativa da Produção Eólica por grupos de produção

Na secção 1.1.3.2., a produção intermitente é colocada toda no topo da curva monótona e

considerou-se que a sua variação seguia uma distribuição uniforme, portanto que esta variava pouco

durante as várias horas do ano, o que não corresponde à realidade. Na prática, verifica-se que o

recurso eólico apresenta variações temporais em várias ordens de grandeza: variações anuais (em

função de alterações climáticas), variações sazonais (em função das diferentes estações do ano),

variações diárias (causadas pelo microclima local), variações horárias (brisa terrestre e marítima, por

exemplo) e variações de curta duração (rajadas). A variação espacial da energia eólica também é

grande. O que se pretende é através da análise de várias amostras, de hora a hora de produção

eólica durante o ano, fazer a estimativa da percentagem de produção eólica que se tem na ponta,

cheia e vazio.

Através da análise aos perfis de consumo dos consumidores em Portugal e da análise aleatória de

várias figuras como as Figuras 2.3 e 2.4, verifica-se que a hora de ponta encontra-se geralmente

entre as 18h e as 22h, a hora de cheia entre as 8h e as 18h, cabendo à hora do vazio a maior fatia do

dia entre as 22h e as 8h. A divisão oficial encontra-se na Tabela A.II.1 no ANEXO II.

Conclui-se que em 2009, no Inverno a procura na ponta é cerca de 38% superior, na cheia 23% e no

vazio 11%, em relação à respectiva procura no Verão.

Verifica-se que a ponta corresponde a cerca de 16,67% das horas anuais. Os meses que têm ponta

superior a 16,67% são os meses de Janeiro, Fevereiro, Novembro e Dezembro, tendo

respectivamente 50%, 38%, 28% e 42%.

Os meses que têm fator de carga superior à média de 27% são os meses de Janeiro, Março,

Novembro e Dezembro, tendo respectivamente 34%, 28%, 43% e 47%.

50

Pretende-se agora verificar quais as percentagens de eólica na ponta, cheia e vazio.

Analisando todas as horas de vários dias escolhidos aleatoriamente, com figuras como as que se

seguem.

A produção eólica ao longo do dia 12 de Janeiro de 2009 com fator de carga 21.8%, é ilustrada pela

Figura 2.6:

A produção instantânea do dia 11 de Agosto de 2009 com fator de carga 17.9%, é ilustrada pela

Figura 2.7:



51

Verifica-se que na primeira figura temos uma maior produção na hora de ponta e na segunda na hora

do vazio, sendo que na primeira a produção mantém-se praticamente inalterada entre o vazio e a

cheia e na segunda a produção de cheia é bastante inferior às restantes.

A colocação da produção eólica em grupos de produção não é óbvia, como se pode verificar existe

grandes diferenças na produção diária sendo necessária uma análise estatística a um maior número

de amostras até se atingir um resultado credível.

Na tabela seguinte são apresentados os resultados mais relevantes desta estimativa por hora, tal

como os intervalos de confiança da mesma. Na secção anterior e em ANEXO I estão estabelecidos

os conceitos e formulário necessários à fundamentação destes resultados:

Hora

0h 32.3 4.3 [28.4 36.2]

1h 32.5 4.5 [28.5 36.5]

2h 32.3 4.6 [28.2 36.3]

3h 32.3 4.6 [28.3 36.4]

4h 32.4 4.7 [28.3 36.5]

5h 32.2 4.5 [28.2 36.2]

6h 31.8 4.4 [27.9 35.8]

7h 31.4 4.3 [27.5 35.3]

8h 29.4 4.1 [25.6 33.2]

9h 26.9 4.3 [23.0 30.8]

10h 25.2 4.5 [21.2 29.2]

11h 24.3 4.6 [20.3 28.3]

12h 23.7 4.5 [19.7 27.7]

13h 23.8 4.4 [19.8 27.8]

14h 24.4 4.5 [20.4 28.4]

15h 25.5 4.3 [21.6 29.4]

16h 26.7 4.2 [22.8 30.6]

17h 27.6 4.0 [23.8 31.4]

18h 28.3 3.8 [24.6 31.9]

19h 28.9 3.7 [25.3 32.6]

20h 29.2 3.6 [25.6 32.8]

21h 29.1 3.4 [25.6 32.6]

22h 29.3 3.5 [25.8 32.9]

23h 29.0 3.7 [25.4 32.7]

Esta estimativa verifica o que já era esperado: no final da tarde e durante a noite o vento atinge

maiores velocidades que durante o dia, originando uma maior produção eólica nesses períodos.

Tabela 2.8: Estimativa de Produção Eólica por hora

52

Agora para verificar se esta estimativa está correta, sabe-se que a produção eólica em 2009 foi de

7.49 TWh, considerando , vamos verificar se esta energia se encontra dentro do

intervalo de confiança:

∑

Sendo , como já se tinha verificado com o fator de ciclo, a média está um pouco

superior (7%) ao valor real, apesar deste se encontrar dentro do intervalo de confiança, neste caso

devido à variação anual da potência eólica instalada, a aproximação da potência média instalada

durante o ano de 3109 MW poderá originar algum erro.

Analisando agora o grupo de horas referentes ao vazio, cheia e ponta e fazendo a média da sua

%Pinst, verifica-se qual o fator de carga por grupos de produção.

{

∑

∑

∑

∑

Os resultados destes cálculos são ilustrados na tabela 2.9.

2009 % de Fator de Carga anual

Vazio 31.6%

Cheia 25.8%

Ponta 28.9%

Verifica-se que dentro do esperado, é na hora do vazio que o fator de carga é superior, cerca de 3%

em relação à ponta e 6% face à cheia. Concluí-se que durante a noite e no final da tarde, são as

alturas em que a velocidade do vento é superior.

Agora se se tiver em conta que num dia temos 16.7% de ponta, 41.7% de cheia e 41.7% de vazio,

obtemos a produção ilustrada na Tabela 2.10.

2009 % de Produção eólica anual

Vazio 45.8%

Cheia 37.4%

Ponta 16.8%

Tabela 2.9: Fator de carga por tipo de hora

Tabela 2.10: Produção eólica anual por tipo de hora

53

Verifica-se que quase metade da produção eólica ocorre durante o vazio, observando-se agora na

prática que a energia produzida pelas eólicas tem um valor inferior à das centrais despacháveis,

estando as eólicas sobrevalorizadas em relação a estas.

Algo interessante, que pode ser feito com esta informação, é um teste de hipóteses:

Um estudo sobre a rentabilidade das centrais eólicas, tendo em vista a construção de novos parques

eólicos pretende saber se à hora de ponta consegue produzir com um fator de carga superior ou igual

a 30%.

Vai ser testada ao nível de significância de 5% a hipótese H0: μ=0.30, contra a hipótese alternativa

H1:μ<0.30.

Este teste vai ser feito para as 4 horas de ponta [18 , 22[ .

Seja (%Pinst1,...,%Pinst108) uma amostra aleatória de dimensão 108 de %Pinst~Normal(μ,σ2), com μ

e σ2 desconhecidos, obteve-se as médias e variâncias da Tabela 2.8 anterior.

Teste: H0: μ=30 versus H1:μ<30

Estatística de teste:

√

Região crítica ao nível α=5%: (0.95)= 1.659

Decisão:

√

Estando os resultados dos testes obtidos, na Tabela 2.11

Hora Decisão

18h -0.91 Não se rejeita H0, para α=5%




Um produtor mais otimista quer saber se é possível produzir com fator de carga de pelo menos 35%,

naturalmente que fazendo o teste anterior ao nível de significância de 5%, esta hipótese é rejeitada,

mas o que se pretende saber é qual o nível de significância em que tal hipótese não é rejeitada,

tomando a decisão através do p-value:

Teste: H0: μ=0.35 versus H1:μ<0.35


√

Valor observado da estatística de tese:

√

p-value:

p ( ), onde se rejeita H0 para α

( ) e não se rejeita H0 para α ( )

Tabela 2.11: Decisão sobre a rejeição

54

Estando os resultados dos testes obtidos, na Tabela 2.12

Hora ( ) Decisão

18h -3.57 0.00000 Rejeita-se H0, para qualquer α

19h -3.30 0.00005 Não se rejeita H0, para α≤0,005%



Verifica-se que o nível de significância é muito baixo, portanto é quase impossível obter-se um valor

esperado do fator de carga de 35%, na melhor das hipóteses só com nível de significância α≤0.01%,

e sabe-se que para níveis de significância muito baixos, próximos de 0, o teste tem pouco significado

e portanto a condição de teste é pouco plausível.

Através do uso da função potência de um teste, pretende-se saber qual a probabilidade de rejeitar

uma hipótese caso ela seja verdadeira.

Usando o teste analisado anteriormente, para as 4 horas de ponta:

Teste: H0: μ=0.30 versus H1:μ<0.30


√

Região crítica ao nível α=5%: (0.95)= 1.659

Decisão:

√

designa-se por espaço paramétrico e neste teste , { } e { }

A função potência do teste define-se como:

(

√

)

Para:

(

√

)

Fazendo o teste caso o verdadeiro valor esperado do fator de carga seja 27%, obteve-se os

seguintes resultados, ilustrados na Tabela 2.13:

Tabela 2.12: Decisão sobre a rejeição segundo o p-value

55

Hora Interpretação

18h 0.310 O teste rejeita H0 em 31% dos casos

19h 0.314 O teste rejeita H0 em 31,4% dos casos



A interpretação que se retira destes resultados é que caso o verdadeiro valor do fator de carga fosse

27%, os testes rejeitariam o valor de 30% em mais de 31% dos casos.

Pretende-se agora determinar qual o menor valor da amostra e o valor correspendente do valor

critico , tal que e para o seguinte teste:

Teste: H0: μ=0.30 versus H1:μ=0.27 e a região crítica é


√

onde √

√

( √ | ) , concluindo que

√

(

)

Conclui-se que o menor valor de e correspondente valor de tal que e , são

e .

2.1.3. Estimativa de Produção Intermitente

Além da produção eólica, junta-se à produção intermitente, a produção fotovoltaica. Esta é

praticamente irrelevante em relação à eólica, a sua produção em 2009 foi de 139 GWh, cerca de

1.9% da produção eólica. A tecnologia fotovoltaica tem os seus próprios perfis de produção, em que a

produção durante a noite é nula, sendo a sua maior fatia de produção na cheia e ponta, o que origina,

que a sua energia tenha mais valor que a da eólica. Como a sua produção é praticamente irrelevante,

ela é adicionada à eólica considerando que ambas têm os mesmos perfis de produção, o que

desvaloriza a produção fotovoltaica.

Retirando a produção intermitente à curva monótona, obtém-se a curva monótona residual ilustrada

na Figura 2.8:

Tabela 2.13: Decisão sobre a rejeição segundo a função potência de um teste

56

Conclui-se que em média a produção eólica se distribui quase uniformemente pelos períodos de

ponta, cheia e do vazio. Através de uma análise mais detalhada aos resultados, verifica-se que as

pequenas diferenças obtidas levam a que não possa ser considerada a distribuição uniforme, sendo

os resultados obtidos nesta secção próximos dos resultados teóricos.

2.1.4. Estimativa de Produção Hídrica

A potência hídrica instalada em Portugal tem-se mantido inalterada nos últimos anos, sendo

4578 MW. Deste modo, para se fazer uma estimativa da produção hídrica, o mais importante a saber

é o índice de produtibilidade hidroelétrica do ano hidrológico em questão.

O mês de Outubro é normalmente a altura do ano em que as reservas hídricas atingem o seu mínimo

e em que o período mais chuvoso se inicia. Em Portugal, o ano hidrológico tem início em Outubro e

termina em Setembro do ano seguinte.

Pretende-se verificar qual a variação de produção hídrica de ano para ano e durante o ano. Assim,

são retiradas amostras ao longo do ano, o que permite realizar uma estimativa da produção hídrica

anual.

Durante o ano, existe um período de forte precipitação e um período seco, onde, naturalmente, as

reservas hídricas aumentam e diminuem, respectivamente.

Ao longo do ano terá que ser feita uma gestão de recursos hídricos. As estimativas interessantes a

retirar da produção hídrica, é verificar o seu índice de produtibilidade hidroelétrica mensal e a

variação da produção durante o dia consoante a necessidade (ponta, cheia e vazio).

As centrais com albufeira deverão produzir na hora de ponta e quando existe necessidade de

descarregamento devido a excesso de água.

463 1463 3606 5113 8760

1911

5234

6675

8318

9194

Horas

Consum

o [

MW

]Curva Monótona


Figura 2.8: Curva Monótona Residual em 2009

57

As centrais a fio de água deverão produzir quando existe precipitação e turbinamento nas centrais

espanholas, ou seja, na hora de ponta de Espanha e quando existe excesso de água nas albufeiras

espanholas do rio Douro. Há uma certa capacidade de armazenamento nas centrais a fio de água o

que permite reservar a água para se produzir mais nas horas de ponta.

2.1.4.1. Estimativa de Índice de Produtibilidade Hidroelétrica anual

Analisando a produção hídrica ao longo de vários anos, verifica-se que a um índice de produtibilidade

hidroelétrica médio correspondente ao valor unitário 1, corresponde uma produção hídrica entre os 11

e 12 TWh.

A produção hídrica em 2009 foi de 7.894 TWh, sendo o seu índice de Produtibilidade Hidroelétrica no

seu ano civil igual 0.77. Com um armazenamento de 2.545 TWh, verifica-se que a produção média

considerada para esse ano seria aproximadamente 11.67 TWh.

O Índice de Produtibilidade Hidroelétrica varia bastante de ano para ano, ao contrário do fator de

carga da produção eólica, pois depende essencialmente da precipitação desse ano, o que se pode

verificar, na Tabela 2.14:

Ano 2006 2007 2008

Ind. Prod. Hidroelétrica 0.98 0.77 0.56

Produção TWh 10.204 9.523 6.441

Armazenamento TWh 2.312 1.396 1.453

Através desta tabela, verifica-se que existe uma variação razoável na produção entre anos, em

especial entre 2007 e 2008. Estas variações são características da produção hidroelétrica que oscila

entre anos bons e maus consoante a precipitação.

A produção entre 2006 e 2007 variou pouco, apesar do índice de produtibilidade hidroelétrica ter uma

variação de 21% devido ao contributo de cerca de 10% (0.916 TWh) do armazenamento de 2006

para a produção de 2007.

2.1.4.2. Índice de Produtibilidade Hidroelétrica mensal

Ao contrário das eólicas em que o fator de carga pouco varia de ano para ano e tem uma variação

pequena, comparando meses de diferentes anos, na hídrica o seu índice de produtibilidade varia

bastante consoante a precipitação de cada ano, que também varia bastante de ano para ano.

Portanto o interessante não é fazer uma estimativa do seu índice de produtibilidade, pois essa

estimativa teria um intervalo de valores tão grande que não traria nada de relevante a este estudo,

mas sim verificar como varia mensalmente esse índice, algo que será ilustrado na Tabela 2.15 e

analisado posteriormente.

Tabela 2.14: Índice de Produtibilidade Hidroelétrica anual (Fonte: REN)

58

Mês 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2006 32 32 124 63 56 52 71 61 62 211 203 167 98

26 26 100 51 45 42 57 49 50 - - -

2007 49 109 114 102 92 119 124 136 73 73 37 24 77

36 80 84 75 68 88 90 100 54 54 27 18

2008 42 26 25 116 102 119 85 68 70 36 19 51 56

35 22 21 97 86 100 71 57 59 30 16 43

41,0 55,7 87,7 93,7 83,3 96,7 93,3 88,3 68,3 106,7 86,3 80,7

7,0 37,8 22,4 19,8 44,5 31,6 22,4 33,8 4,6 77,2 82,8 62,0

41

55,7

87,7

93,7

83,3

93,3

88,3

68,3

106,7

86,3

80,7

2009 80 109 56 44 44 57 67 77 49 55 73 147 77

Verifica-se que devido à grande variação do índice de produtibilidade é quase impossível fazer uma

estimativa mensal credível para 2009, analisando os dados disponíveis de anos anteriores só com um

conjunto de três dados por mês.

2.1.4.3. Estimativa de Fator de utilização anual

O seguinte estudo é igual ao estudo efetuado para a energia eólica. Assim, verifica-se qual a média

da percentagem de Potência instalada (%Pinst) que se tem por ano, para depois calcular a estimativa

de energia produzida em 2009 e respectivo Índice de Produtibilidade Hidroelétrica anual,

encontrando-se o formulário necessário explicado no ANEXO I.

Este estudo vai ser feito para as centrais com albufeira e fio de água em separado, visto que estas

centrais possuem perfis de produção diferentes.

Como já foi explicado anteriormente, é de salientar que das amostras retiradas não constam fins-de-

semana e feriados, por serem dias de fraco interesse a nível de consumo. Tal irá afetar a produção

hídrica, pois estes dias são caracterizados por uma baixa produção hídrica, portanto prevê-se que

neste estimativa iremos ter uma maior produção hídrica do que nos resultados reais.

A potência instalada nas centrais com albufeira e fio de água durante o ano de 2009 é

respectivamente e .

Considera-se que a %Pinsta e %Pinstfd por hora seguem uma distribuição normal, pois o que se

pretende é uma distribuição geral.

∑

∑

(∑

)

Tabela 2.15: Índice de Produtibilidade Hidroelétrica mensal (%)

59

∑

∑

(∑

)

Sendo μ a média e σ2 a variância, e

são estimadores centrados destes respectivamente,

mais concretamente a média e a variância amostral corrigida

EM(μa)= 16.1% EM(σ2a)=

EM(μfd)= 26.1% EM(σ2fd)

Como

√

∑

Os estimadores de máxima verosimilhança (emv) de μ e σ2 são respectivamente:

√

( ) √

( )

Verifica-se que os emv são centrados e que, portanto as estimativas são consistentes.

Pretende-se agora calcular um intervalo de confiança a 95% para o referido valor esperado , com

desconhecido, tem que se usar o estimador e fazer uma aproximação à função de distribuição

t-Student.

√ ⁄


[ (

)

√

(

)

√ ]

( ) [ (

)

√

(

)

√ ]

Sendo a estimativa do valor esperado da energia hídrica igual a:

( )

( ( ) )

A produção hídrica em 2009 foi de 7.894 TWh, existe um erro de 1.47% para o limite inferior do

intervalo e de 4.9% para a estimativa da média, o que significa que devido a não terem sido retiradas

amostras a fins-de-semana e feriados, dias de pouco consumo e de pouca produção hídrica, originou

que a produção hídrica estimada esteja um pouco acima da real.

60

Fazendo uma estimativa do ano hidrológico e sabendo que para índice de produtibilidade

hidroelétrica igual a 1 temos uma produção anual de aproximadamente 11, 12 TWh.

O Índice de Produtibilidade Hidroelétrica em 2009 foi 0.77, valor que se encontra dentro do intervalo

de valores estimado.

2.1.4.4. Estimativa do Índice de Produtibilidade Hidroelétrica mensal

Verificou-se na secção 2.1.4.2. anterior que é praticamente impossível fazer uma estimativa mensal

do Índice tendo em conta dados de anos anteriores em número muito limitado, devido à forte variação

da precipitação de ano para ano e nos mesmos meses de um ano para o outro, portanto no caso da

hídrica é relevante fazer um estudo estatístico através de amostras do ano, pois as reservas hídricas

variam bastante durante o ano.

Na tabela seguinte estão os dados mais relevantes desta estimativa por mês, tal como os intervalos

de confiança da mesma, na secção anterior e em ANEXO I estão os conceitos e formulário

necessários à fundamentação destes:

Mês 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

19.1 36.9 14.6 8.2 7.8 9.7 9.5 11.2 19.1 10.3 16.1 30.3

3.2 2.9 2.1 1.0 0.7 1.2 1.1 2.0 2.9 1.4 1.7 2.5

[17.9

20.3]

[35.8

38.0]

[13.6

15.5]

[7.5

8.9]

[7.3

8.4]

[8.9

10.5]

[8.8

10.2]

[10.3

12.2]

[17.9

20.2]

[9.5

11.0]

[15.2

17.0]

[29.3

31.4]

FCa2009 19.7 31.6 13.2 8.9 8.7 8.9 8.4 11.5 14.0 12.4 18.5 30.8

29.7 71.1 38.5 20.4 21.1 18.1 14.6 10.5 12.8 14.9 16.5 44.7

4.3 1.8 3.4 2.3 2.1 1.9 1.4 1.1 1.4 1.8 2.4 3.9

( ) [28.3

31.1]

[70.2

72.0]

[37.2

39.7]

[19.4

21.4]

[20.0

22.0]

[17.2

19.0]

[13.8

15.4]

[9.8

11.2]

[12.0

13.6]

[14.0

15.8]

[15.0

17.5]

[43.2

46.0]

FCfd2009 33.7 63.6 32.5 21.9 20.2 15.2 13.8 11.5 12.3 14.1 18.6 42.4

Verifica-se que a estimativa falhou na maioria dos casos em relação ao valor real, no pior caso temos

uma diferença de 6.6%, concluindo-se que a produção hídrica é mais difícil de prever do que a eólica,

sendo necessário retirar a restrição às amostras recolhidas ou aumentar o número de amostras

recolhidas.

Através da análise da média verifica-se que os meses de Fevereiro e Dezembro foram os mais

chuvosos, enquanto que de Abril a Agosto temos uma menor produção, devido a um maior período

de seca e de estarmos a caminhar para o final do ano hidrológico, altura onde geralmente as reservas

hídricas são menores.

Tabela 2.16: Fator de Carga (%)

61

Através da análise da variância verifica-se que nas centrais com Albufeira, esta é muito baixa durante

o período de seca, mostrando que nesta altura elas têm um comportamento planeado e uniforme,

enquanto no período de maior precipitação a variância é maior, talvez devido a descarregamentos

não planeados devido a excesso de precipitação e a uma diferente procura de energia nas horas de

ponta e cheia dos diferentes dias, originando diferentes necessidades de produção hídrica o que leva

uma maior variância na produção.

No caso das centrais a fio de água a variância é maior nos períodos de precipitação, provavelmente

devido à discrepância entre a produção de dias com muita precipitação e outros sem precipitação.

2.1.4.5. Estimativa de Produção Hídrica por grupos de produção

Através da análise de amostras da produção hídrica em 2009 e tendo em conta o ano hidrológico, vai

fazer-se uma estimativa do ano todo, sabe-se à partida que a hídrica é usada essencialmente na

ponta e cheia.

Pretende-se agora verificar quais as percentagens de hídrica na ponta, cheia e vazio. Analisando-se

todas as horas de vários dias aleatórios, com comportamentos como as seguintes figuras.

A produção hídrica ao longo do dia 12 de Janeiro de 2009 é ilustrada na Figura 2.9:

A Produção Instantânea do dia 11 de Agosto de 2009, é ilustrada na Figura 2.10:

Figura 2.9: Produção Hídrica de 12/01/2009 (Fonte: REN)

Figura 2.10: Produção Hídrica de 11/08/2009 (Fonte: REN)

62

Verifica-se que, nas figuras anteriores, a produção hídrica ocorre principalmente nas horas de ponta e

cheia, sendo irrelevante no vazio, pois só há produção nas horas do vazio praticamente nas centrais

a fio de água, e esta é cerca de 10% da produção total.

A colocação da produção hídrica em grupos de produção é linear, como pode verificar-se não existe

grande diferença de produção entre as figuras anteriores. Como se pode observar nas Figuras 2.3 e

2.4, na segunda a geração mantém-se praticamente inalterada das 11h às 22h, apesar da produção

na primeira ser bastante maior. Tal facto deve-se à ponta que é bastante maior, portanto a segunda

situação não necessita de energia hídrica tão elevada para satisfazer a procura. Mesmo aumentando

uma maior gama de amostras, verifica-se que o perfil de produção da hídrica mantém-se estável,

dependendo mais do ano hidrológico em termos da quantidade de energia produzida.

É interessante verificar que na Figura 2.9, referente a um dia de inverno, com mais precipitação, a

produção tem a sua ponta no final da tarde e na Figura 2.10, um dia de verão seco, a ponta da

produção encontra-se no início da manhã. Na estimativa verifica-se estes comportamentos.

A tabela seguinte ilustra os resultados mais relevantes da estimativa por hora, tal como os intervalos

de confiança da mesma, na secção anterior e em ANEXO I estão os conceitos e formulário

necessários à fundamentação destes:

Hora

( )

0h 5.7 0.9 [3.9 7.5] 15.6 4.5 [11.6 19.6]

1h 3.8 0.5 [2.5 5.1] 9.5 3.4 [6.1 13.0]

2h 3.1 0.4 [1.9 4.2] 8.1 3.0 [4.8 11.4]

3h 3.1 0.4 [1.9 4.3] 8.1 2.9 [4.9 11.3]

4h 3.4 0.5 [2.1 4.6] 8.4 3.0 [5.1 11.6]

5h 5.3 0.8 [3.6 6.9] 10.1 3.6 [6.5 13.6]

6h 10.0 1.6 [7.6 12.5] 14.4 4.4 [10.4 18.3]

7h 12.9 1.7 [10.5 15.4] 19.9 4.3 [15.9 22.8]

8h 18.9 2.3 [16.1 21.8] 26.8 4.2 [22.9 30.7]

9h 26.6 2.1 [23.9 29.4] 32.4 3.4 [28.9 35.9]

10h 26.5 2.1 [23.8 29.3] 34.8 3.3 [31.3 38.2]

11h 27.2 2.2 [24.5 30.0] 37.6 3.1 [34.3 41.0]

12h 23.2 2.2 [20.4 26.0] 34.9 3.4 [31.4 38.3]

13h 16.2 1.7 [13.8 18.7] 31.5 3.4 [28.0 35.0]

14h 18.1 1.9 [15.5 20.7] 32.0 3.8 [29.3 36.7]

15h 17.9 1.9 [15.3 20.5] 33.0 4.2 [29.1 36.8]

16h 18.4 2.2 [15.6 21.2] 33.5 4.2 [29.6 37.3]

17h 21.1 3.0 [17.8 24.4] 34.7 4.7 [30.7 38.8]

18h 25.1 4.5 [21.1 29.1] 36.7 5.5 [32.3 41.2]

19h 27.7 4.2 [23.8 31.5] 39.2 4.5 [35.2 43.2]

Tabela 2.17: Estimativa de Produção Hídrica por hora

63

20h 27.3 3.1 [24.0 30.7] 37.7 4.5 [33.7 41.7]

21h 20.3 2.7 [17.9 23.4] 34.3 4.7 [30.3 38.4]

22h 13.0 1.7 [11.5 15.5] 28.9 4.9 [24.7 33.0]

23h 10.6 1.6 [8.2 13.0] 22.6 4.9 [18.4 26.7]

Através da tabela anterior verifica-se exatamente o mesmo que nas figuras, a produção hídrica é

maior no início da manhã, após as 9h e no final da tarde após as 18h.

Verifica-se que nos casos das centrais com albufeira, a variância é maior nas horas de ponta, devido

às diferentes necessidades da procura entre diferentes dias.

Naturalmente, as centrais a fio de água dependendo, em certa parte da precipitação, terão uma maior

variação na sua produção.

É de referir que apesar de termos uma maior potência instalada nas centrais hídricas com albufeira,

estas armazenam a água para usar nas horas de ponta, enquanto nas centrais a fio de água essa

capacidade é menor, pelo que elas têm uma maior produção ao longo do dia e também armazenam

água para a hora de ponta, devido a isto é que a produção destas centrais é superior.

Pretende-se agora verificar qual a potência hídrica produzida por grupo de produção, tal como a

anual.

2009 % de Potência Hídrica Instalada

Centrais com Albufeira

% de Potência Hídrica Instalada

Centrais a Fio de água

Vazio 7.1 % 14.6 %

Cheia 21.4 % 33.1 %

Ponta 25.1 % 37.0 %

Se tiver-se em conta que num dia temos 16.7% de ponta, 41.7% de cheia e 41.7% de vazio,

obtém-se a Tabela 2.19:

2009 % de Produção Hídrica anual

Centrais com Albufeira

% de Produção Hídrica anual

Centrais a Fio de água

Vazio 18.4 % 23.4 %

Cheia 55.5 % 52.9 %

Ponta 26.1 % 23.7 %

Concluí-se que a maior parte da produção hídrica ocorre durante os períodos de cheia e ponta, sendo

que mais de metade da produção ocorre nos períodos de cheia. Inclusive a ponta com muito menos

horas anuais que o vazio tem uma produção hídrica superior.

Tabela 2.18: Fator de carga por tipo de hora

Tabela 2.19: Produção anual por tipo de hora

64

2.1.4.6. Estimativa de Produção Mini-Hídrica

Considera-se que a produção mini-hídrica tem os mesmos perfis de produção da hídrica a fio de

água, sendo que a maior parte da sua produção verifica-se nas alturas de maior precipitação ou

recursos hídricos. Assim coloca-se a sua energia produzida em 2009, de 823 GWh, juntamente com a

produção hídrica a fio de água.

Após retirar a produção das tecnologias intermitentes e hídricas da curva monótona, obtém-se a

curva remanescente térmica, ilustrada na figura 2.11.

Tal como estudado teoricamente no capitulo 1, verifica-se que a produção hídrica varia

acentuadamente, concluindo-se que na hora de ponta a produção hídrica é um pouco superior à da

hora de cheia e bastante superior à gerada no vazio, tal como foi considerado no capitulo teórico

(secção 1.1.4), o que se pode verificar na figura anterior.

2.1.5. Produção Térmica

Após a análise estatística da produção intermitente e hídrica, ao retirar a energia produzida por estas

da curva monótona, obtém-se a curva monótona remanescente, que consiste na produção térmica. A

curva monótona remanescente permite realizar a otimização do sistema eletroprodutor português, a

qual determina percentagem de funcionamento das centrais térmicas.

9 456 1463 3606 5113 8760

1392

5234

6675

8318

9194

Horas

Consum

o [

MW

]

Curva Monótona



Figura 2.11: Curva Remanescente Térmica em 2009

65

2.1.5.1. Curva Monótona Térmica

A Figura 2.12, ilustra a curva monótona remanescente que será totalmente satisfeita pela produção

térmica.

A produção térmica tem uma especial importância, pois é basicamente com ela que se baseia o

controlo do sistema elétrico português. A produção intermitente é variável e apesar das previsões não

se pode afirmar que se tenha uma quantidade de potência assegurada por esta. A produção hídrica

tem uma forte capacidade de resposta a variações de carga devido ao seu rápido período de

arranque, sendo utilizada principalmente na ponta e cheia. A produção térmica tem portanto uma forte

importância no equilíbrio da produção portuguesa e na capacidade de assegurar a potência

disponível.

A curva monótona térmica é idêntica em termos gráficos à curva monótona, apresentando

praticamente a mesma estrutura, sendo naturalmente diferente a nível numérico. Salienta-se mais

uma vez que a tecnologia térmica tem uma forte importância no sistema português a nível de

controlo, ao assegurar a procura e reserva de potência.

2.1.5.2. Parque Eletroprodutor Térmico

O parque Eletroprodutor Térmico em 2009 encontra-se especificado na Tabela 2.20:

9 456 8760

1392

66756863

Consum

o [

MW

]

Horas


Figura 2.12: Curva Remanescente Térmica em 2009

66

Central Potência Instalada

MW Combustível

Ano de Entrada em

Serviço

Carregado 710 Fuelóleo/Gás natural 1968

Barreiro 65 Fuelóleo 1978

Setubal 946 Fuelóleo 1979

Tunes 165 Gasóleo 1973

Sines 1180 Carvão 1985

Ribatejo 1176 Gás natural 2003

Lares 826 Gás natural 08/2009

Pego 576 Carvão 1993

T.Outeiro C.C. 990 Gás natural 1998

PRE Térmica 1424 Vários -----------------------------

TOTAL TÉRMICA 8058

É de referir que estes dados não se encontram atualizados, neste momento a central do Barreiro já

encerrou a 31 de Dezembro de 2009, a central de Lares iniciou o seu funcionamento parcial em

Agosto de 2009, apesar de só ter sido inaugurada a 25 de Novembro de 2009 e já foi construída uma

central de ciclo combinado no Pego colocada em funcionamento em 2010.

2.1.5.3. Potência Térmica Instalada em Portugal

Na secção 2.1.1.2.2, mais propriamente na Tabela 2.2, tem-se a potência instalada do parque

eletroprodutor português em 2009, sendo agora relevante a potência térmica instalada, que é

apresentada Tabela 2.21.

Potência Térmica Instalada em Portugal

Ano

Início de 2009 Final de 2009 Variação

Potência Instalada(MW) 7 244 8 321 1 077

Centrais Termoelétricas 5 820 6 690 870

Carvão 1 776 1 776 0

Fuel 1 476 1 476 0

Fuel/Gás Natural

236 236 0

Gasóleo 165 165 0

Gás Natural 2 166 3 036 870

PRE Térmica 1 424 1 631 207

Tabela 2.20: Parque Eletroprodutor Térmico em 2009 (Fonte: REN)

Tabela 2.21: Potência Térmica Instalada em Portugal em 2009

67

2.1.5.4. Colocação das centrais térmicas em grupos de produção

Observando a Tabela 2.21, verifica-se que as centrais térmicas dividem-se pelos seguintes grupos de

Produção:

- Vazio: Carvão e PRE Térmica: 3407 MW;

- Cheia: Gás Natural: 3036 MW;

- Ponta: Fuel/Gás natural, Fuel, Gasóleo: 1878 MW.

Estes resultados podem ser verificados através da análise dos perfis de produção térmica.

2.1.5.4.1. Perfis de Produção Térmica

Através dos perfis de produção térmica, pretende verificar-se na prática quais os grupos em que as

diferentes centrais se inserem tendo em conta o seu tipo de combustível utilizado na produção de

energia.

A produção térmica ao longo do dia 12 de Janeiro de 2009, é dividida em tipos de centrais, ilustrada

na Figura 2.13, e analisada mais detalhadamente na Tabela 2.22:

Figura 2.13: Produção Térmica de 12/01/2009 (Fonte: REN)

68

Central Combustível Ponta

MW

Prod. Líquida

MWh

Utilização

%

Carregado Fuelóleo/Gás

natural -1 -44 0

Barreiro Fuelóleo 13 279 21

Setubal Fuelóleo 950 14,292 63

Tunes Gasóleo 0 0 0

Sines Carvão 1,184 28,362 99

Ribatejo Gás natural 1,141 19,564 69

Lares Gás natural ------------------- ------------------- -------------------

Pego Carvão 578 11,936 86

T.Outeiro C.C. Gás natural 1,034 19,599 82

PRE Térmica Vários 811 16,600 49

TOTAL TÉRMICA 5,709 110,588 64

A produção ao longo do dia 11 de Agosto de 2009 é ilustrada na Figura 2.14 e analisada mais

detalhadamente na Tabela 2.23:

Tabela 2.22: Produção Térmica de 12/01/2009 (Fonte: REN)

Figura 2.14: Produção Térmica de 11/08/2009 (Fonte: REN)

69

Central Combustível Ponta

MW

Prod. Líquida

MWh

Utilização

%

Carregado Fuelóleo/Gás

natural -1 -20 0

Barreiro Fuelóleo 12 273 20

Setubal Fuelóleo -1 -30 0

Tunes Gasóleo 0 0 0

Sines Carvão 1,185 24,335 86

Ribatejo Gás natural 1,092 21,340 76

Lares Gás natural -2 -60 0

Pego Carvão 563 10,613 77

T.Outeiro C.C. Gás natural 625 8,578 36

PRE Térmica Vários 787 16,400 48

TOTAL TÉRMICA 4,242 81,43 47

Comparando as figuras dos dois dias referidos, verifica-se que as centrais do vazio são as centrais a

carvão, pois em ambas as situações é atingido o seu limite de potência instalada. As centrais de

cheia são as centrais a gás natural, verificando-se que no primeiro dia a potência instalada é atingida

e no segundo não. As centrais de ponta são as restantes verificando-se uma grande dispersão no

primeiro dia devido à elevada procura do sistema e no segundo dia tem-se uma produção

praticamente nula devido à baixa procura do sistema.

Analisando o fator da utilização das centrais a usar, que se encontra nas tabelas, obtém-se a mesma

conclusão, embora não seja óbvio, pois o preço de venda de energia no mercado depende do valor

do combustível e do CO2, ou seja, do custo marginal. Este pode oscilar no mercado, embora sejam os

produtores que estabeleçam qual o preço marginal de venda, que muitas vezes é superior ao seu

custo marginal. Podem existir casos em que uma central de gás natural seja economicamente mais

favorável que uma central a carvão, como pode ser verificado na Tabela 2.23, em que a central a gás

natural do Ribatejo e a carvão do Pego apresentam, no dia em causa, praticamente o mesmo fator de

utilização.

Verifica-se que a PRE Térmica tem um fator de utilização de cerca de 50%. Provavelmente devido a

limitações técnicas das centrais, devido a algumas centrais ainda estarem em fase de testes e

mesmo devido à oferta por estas centrais durante o vazio ser muito menor do que nas restantes

horas do dia, o que provavelmente vem estabelecido no contrato de venda de energia que estas

estabeleceram com a EDP Serviço Universal25

.

25

A EDPSU é uma empresa do grupo EDP, titular de uma licença de CUR emitida pela DGEG, comprando e vendendo energia eléctrica, está sujeita a um conjunto de obrigações de serviço público, sendo as suas tarifas e preços aplicados regulados pela ERSE.

Tabela 2.23: Produção Térmica de 11/08/2009 (Fonte: REN)

70

2.1.5.5. Otimização do Sistema Eletroprodutor Térmico

Considera-se que as centrais PRE Térmica produzem a 50% das suas capacidades e que as

restantes centrais podem produzir a 100% da sua capacidade, portanto considera-se uma potência

para as centrais térmicas do vazio de 2488 MW.

Procurando satisfazer a curva monótona de remanescente térmico introduzida na secção 2.1.5.1,

verifica-se:

- A potência térmica mínima necessária é 1392 MW;

As centrais do vazio conseguem satisfazer essa procura.

- Possibilidade de ter em funcionamento apenas centrais do vazio até uma procura de 2592 MW;

São apenas necessárias centrais do vazio a produzir durante 1102h do ano;

Apesar de existir a possibilidade de reter apenas centrais do vazio a produzir, isso na prática

não se verifica, como se pode ver nas Figuras 2.13 e 2.14 analisadas anteriormente.

- Funcionamento apenas com centrais do vazio e cheia possível para uma procura até 5628 MW;

Durante 7439h do ano podemos ter apenas centrais do vazio e cheia a produzir ao mesmo

tempo, se juntarmos as 1102h do ano em que é possível apenas produção do vazio atingimos as

8541h anuais, o que corresponde a 97.5% do ano.

O resultado anterior só não é totalmente correto, porque apesar de reter centrais do vazio e

cheia em funcionamento em quase 100% do ano, também se tem centrais de ponta a produzir mais

horas por ano do que seria necessário teoricamente, isto pode ser verificado pela Figuras 2.14, que

corresponde ao dia 12 de Agosto de 2009, um dia com pouca procura, onde se verifica que houve

produção de ponta (fuel) durante todo o dia. Esta produção é muito pequena em termos quantitativos.

- Funcionamento das centrais de ponta com uma potência de 1235 MW:

Teoricamente, o sistema elétrico só teria necessidade de colocar as centrais de ponta a

produzir durante 219h anuais, mas devido a razões funcionais e técnicas é conveniente que estas

mantenham um funcionamento de várias horas anuais, mesmo a potências muito baixas, funcionando

como reserva de potência, para o caso de haver uma quebra na produção intermitente.

2.2. Conclusões

Tendo em conta a curva de procura portuguesa e devido à baixa utilização de algumas centrais

térmicas, procedeu-se à estimativa de produção eólica e hídrica, com o objetivo de obter uma curva

de procura, a satisfazer com a otimização do parque térmico.

A análise estatística permite verificar, qual o perfil de produção médio de cada tecnologia.

71

A estimativa da produção eólica permite verificar em média, em que horas se consegue ter uma maior

produção eólica. É um estudo útil para saber qual o perfil de produção da tecnologia e qual o

verdadeiro valor da energia produzida por esta tecnologia. Verifica-se que esta tecnologia produz

mais durante a noite, na hora do vazio seguido do final da tarde, início da noite na hora de ponta,

produzindo menos no resto do dia, o que corresponde à hora de cheia.

A estimativa de produção hídrica depende muito da precipitação, que varia muito de um ano para o

outro, portanto o interesse desta estimativa encontra-se em estimar a média diária da produção desta

tecnologia e distribuir a sua produção em horas de vazio, cheia e ponta, obtendo qual a percentagem

da produção hídrica para cada uma destas horas.

É útil verificar também o que já se previa à priori, que as reservas hídricas vão diminuindo de Março

até Agosto começando a aumentar a partir de Outubro, o que afeta a produção.

Com estas estimativas obteve-se a curva monótona a ser satisfeita apenas por tecnologia térmica, tal

curva é importante tendo em vista a otimização do parque electroprodutor térmico.

73

3. ASPECTOS ECONÓMICOS

Neste capitulo pretende-se calcular o sobrecusto adjacente à introdução da produção intermitente no

sistema elétrico português tal como o seu peso no preço da eletricidade em Portugal.

É verificado se a remuneração das PRE-R é adequada tendo em conta o panorama nacional ou se

através das políticas energéticas ocorre-se numa situação de sobrecustos elevados pagos pelos

consumidores.

3.1. Custos antes da introdução da Produção Intermitente

Nesta secção são calculados os custos que se obteriam caso se retire a produção intermitente do

sistema. Para tal tem-se como base a produção térmica e considera-se que a energia hídrica é

vendida ao preço da energia térmica consoante a hora do dia (vazio, cheia e ponta).

No estudo teórico do primeiro capitulo não foi considerado o custo do CO2/MWh, neste capitulo

ter-se-á em conta tal custo. A introdução deste valor, deve-se às políticas ambientais, os

compromissos a cumprir em relação ao Protocolo de Quioto e ao aumento do preço dos combustíveis

fósseis devido à diminuição das suas reservas. Estes factos foram os principais impulsionadores para

a aposta política nas PRE. O valor do custo do CO2 é muito importante para uma maior diferenciação

das tecnologias.

Tendo em conta os custos nivelados das tecnologias, e a produção anual destas, procedeu-se ao

cálculo dos seus custos fixos e marginais. Devido a falta de dados, considera-se que os custos fixos

das centrais a fuel são um pouco inferiores às centrais a gás natural. Obtiveram-se os seguintes

resultados, ilustrados na Tabela 3.1.


€/MW/Ano

Custos Marginais

€/MWh

Custos Marginais c/ CO2

€/MWh

Vazio – Carvão 160000 29 62

Cheia – Gás Natural 80000 55 67

Ponta – Fuel 46420 70 90

Hídrica 100000 0 0

Eólica 026

81.427

0

26

O custo fixo da energia eólica não é nulo, mas neste caso, pretende-se referir o valor fixo que os produtores recebem por unidade de energia (€/MWh) produzida e não o custo de investimento. 27

O custo marginal da tecnologia eólica é zero, este valor refere-se ao preço médio de venda da tecnologia eólica antes da primeira atualização do IPC e a forma como foi obtido encontra-se em ANEXO II.

Tabela 3.1: Custos das Tecnologias em Portugal

74

a)

b)

Sem contabilizar o valor das emissões de CO2, verifica-se que as centrais a carvão têm um custo

marginal bastante menor que as restantes, sendo claramente as centrais do vazio.

Verifica-se que, com a introdução das emissões de CO2, as centrais a carvão além de deixarem de

ser vantajosas em relação às centrais a gás natural, ainda são em média um pouco mais caras que

estas, deixando praticamente de existir uma diferenciação entre estas, sendo ambas centrais do

0 1000 2238 3077 4000 5000 6000 7000 87600

1

2

3

4

5

6

7x 10

5

Horas

Custo

Tota

l [€

]

vazio

cheia

ponta

0 14602000 3000 4000 5000 6000 7000 87600

1

2

3

4

5

6

7

8

9x 10

5

Horas

Custo

Tota

l [€

]

vazio

cheia

ponta

Figura 3.1: Otimização do Sistema Eletroprodutor em: a) sem preço do CO2, b) com preço do CO2

75

vazio produzindo durante o ano todo, existindo também centrais de cheia em ambas. Saliente-se que

este é o caso em estudo antes da introdução da produção intermitente.

A divisão da potência instalada encontra-se ilustrada na Figura 3.2.

Da otimização ilustrada na Figura 3.1 a), resulta a seguinte divisão da potência instalada por

tecnologia ilustrada e respectivos custos sem a contabilização do CO2, ilustrados na Tabela 3.2

(resultados a)). Analisando a Figura 3.1 b), verifica-se que não existe grande diferença entre as

tecnologias a carvão e gás, adotando-se a potência destas instalada em Portugal (secção 2.1.5.4), e

usa-se a potência de ponta otimizada. Observa-se na Tabela 3.2 (resultados b)), os custos em

Portugal, para o ano de 2009, excluindo a produção intermitente da produção total.

Tecnologia Potência

Instalada MW

Receitas de

Energia 109€

Receitas de

Capacidade 109€

Receita Total

109€

Custos Totais

109€

Vazio 6192 2.060 0.287 2.347 2.347

Cheia 317 0.044 0.011 0.055 0.055

Ponta 2685 0.096 0.128 0.224 0.224

TOTAL a) 9194 2.200 0.426 2.626 2.626

Vazio CO2 3407 2.113 0.282 2.395 2.395

Cheia CO2 3268 1.318 0.151 1.469 1.469

Ponta CO2 2519 0.084 0.117 0.201 0.201

TOTAL b) 9194 3.515 0.550 4.065 4.065

0 1460 2238 3077 86660

3407

61926676

9194

Horas

Consum

o [

MW

]

Figura 3.2: Curva Monótona Portuguesa com divisão da potência por tecnologia

Tabela 3.2: Receitas e Custos totais

76

Verifica-se que o atual funcionamento do mercado tem em conta o valor das emissões de CO2,

devido a esse facto houve um aumento para cerca do triplo da potência instalada em novas centrais a

ciclo combinado com a tecnologia do gás natural na última década28

. Os resultados que não incluem

o valor das emissões de CO2, servem apenas para demonstrar que já se encontram desatualizados

da realidade atual, verificando-se através da otimização que caso não se inclua o valor das emissões

de CO2 não seria necessário a construção das centrais a ciclo combinado, pois a potência de cheia

necessária é muito baixa (2.3% do total).

Encontrando-se a produzir na ponta durante 16.67% do ano, neste período o preço da energia no

mercado é o da última central a entrar, portanto 90 €/MWh o custo marginal da ponta. Durante o resto

do ano encontram-se as centrais a carvão e gás natural a produzir em simultâneo, sendo que a

tecnologia de cheia está em funcionamento durante 8666 horas do ano (98.93% do ano).

Considerando o preço de cada central variável, igual ao custo marginal, o valor médio do custo de

energia é:

Valor Médio do Preço do Mercado c/ CO2 = 0.167×90+0.822×67+0.011×62= 70.79 €/MWh

Se a remuneração média das eólicas é igual a 81.4 €/MWh (Anexo II.2), a introdução da produção

intermitente em pouca quantidade no sistema elétrico é praticamente sustentável para este valor do

mercado.

O valor médio da energia c/ CO2 pode não estar totalmente correto, porque o que se passa na

realidade é que cada país tem direito a licenças para emissão de CO2 e caso tenha uma emissão

superior ao valor das licenças pode adquirir mais em mercado ou investir em projetos CDM/JI29

.

No caso de não se contabilizar o valor do CO2, o valor médio seria:

Valor Médio do Preço do Mercado = 0.255×70+0.096×55+0.649×29= 41.95 €/MWh

Com este valor de mercado a produção eólica não consegue subsistir no longo prazo, se o seu

pagamento estiver ligado ao preço do mercado.

Verifica-se que com a introdução do CO2, o valor médio do preço do mercado subiu cerca de

29 €/MWh, no caso de não se contar com a produção intermitente.

28

Tal facto pode-se verificar no plano de Investimento até 2019 elaborado pela REN, onde irá ocorrer investimento em centrais a ciclo combinado e as centrais a fuel e a carvão serão encerradas. Ref. Bibliográfica [11]. 29

Clean Development Mechanism (CDM): Projetos em países em vias de desenvolvimento que evitem emissões de GEE (Gases do Efeito Estufa) Joint Implementation (JI): Participam em países desenvolvidos que evitem emissões de GEE com o objetivo de obter uma balanço de emissões nulo dentro da União Europeia. Ref. Bibliográfica [12].

77

3.1.1. Sobrecusto devido à introdução do preço da emissão de CO2

Tendo em conta os custos antes da introdução do preço da emissão de CO2, e a simulação dos

custos sem produção intermitente, considera-se um sobrecusto devido a esta introdução de:

O sobrecusto é mais de metade do custo total do sistema sem os custos das emissões de CO2, o que

significa, que o preço da energia para o consumidor relativamente ao seu custo teria que aumentar

em mais de 50%.

3.1.2. Evolução do preço de direitos de emissão de CO2 na Europa

Para se saber qual é a tecnologia mais competitiva entre as tecnologias a carvão e gás natural

(CCGT), é preciso saber qual o valor limite para o preço de direitos de emissão de CO2, em que a

tecnologia a carvão é mais competitiva, e depois comparar com a evolução deste preço na Europa.

A tecnologia a carvão(1) possui emissões de CO2 de cerca de 1 ton/MWh e a tecnologia a gás(2)

cerca de 0.35 ton/MWh30

. De modo a verificar qual o valor limite do preço de direitos de emissão de

CO2 (valor em que a tecnologia a carvão opera pelo menos 1h sozinha, o equivalente a

), igualam-se os custos de ambas as tecnologias, isolando a variável do preço de

direitos de emissão de CO2, , e relacionando os custos fixos , e variáveis , das tecnologias:

[( ) ]

Para ,

Para um preço da emissão de CO2 superior a 26.48 €/ton, a tecnologia a carvão deixa de ser

vantajosa em relação à tecnologia a gás.

Ilustra-se na Figura 3.3, a evolução do preço da emissão de CO2 (EUA price) na Europa:

30

Ref. Bibliográfica [12].

78

Nos últimos anos o preço dos direitos de emissão de CO2 têm-se mantido em cerca de 15 €/ton, o

que corresponde a , cerca de 4021h com apenas centrais a carvão em produção.

3.2. Custos após a introdução da Produção Intermitente

Neste capitulo são calculados os custos adjacentes à introdução da produção intermitente, para 2009,

começando por calcular os novos custos de produção por tecnologia.


Instalada MW

Receitas de

Energia 109€

Receitas de

Capacidade 109€

Receita Total

109€

Custos Totais

109€

Vazio CO2 3407 1.518 0.357 1.875 1.875

Cheia CO2 3268 1.255 0.273 1.528 1.528

Ponta CO2 2519 0.076 0.117 0.193 0.193

Intermitente 3109 0.497 0.124 0.621 0.621

TOTAL 12303 3.346 0.871 4.217 4.217

Mantendo-se a potência instalada das centrais despacháveis, foi adicionada a produção intermitente.

Verificando-se um aumento nos custos totais que as receitas das tecnologia de vazio e intermitente

não conseguem obter, pelo que neste sistema tais tecnologias não conseguem subsistir no longo

Figura 3.3: Evolução do preço de direitos de emissão de CO2 na Europa

(Fonte: House of Commons – UK, Standard Note SN5927 Carbon Price Support, 2011).

Tabela 3.3: Receitas e Custos totais após introdução de Produção Intermitente

79

prazo, necessitando de receitas extra (CAE ou CMEC), sendo o valor médio do preço do mercado

neste caso igual a:

Valor Médio do Preço do Mercado c/ CO2 = 0.062×90+0.383×67+0.399×62= 55.98 €/MWh

Para o caso de não ser contabilizado o preço das emissões de CO2 no preço marginal de venda das

tecnologias, o valor médio do mercado é igual a:

Valor Médio do Preço do Mercado = 0.062×70+0.383×55+0.399×29= 36.98 €/MWh

O valor médio do mercado em 2009, através da análise do preço marginal em todas as horas de

2009, bem como o consumo, pode ser verificado na Tabela 3.4:

DATA SESSAO HORA PRECO_PT

€

CONSUMO

MW

01-01-2009 0 0 55.01 5346

01-01-2009 0 1 56.13 5152

... ... ... ... ...

31-12-2009 0 23 16.12 5618

31-12-2009 0 24 4.09 5590

A venda de energia no MIBEL é feita através da oferta e procura de energia em 8 sessões diferentes,

considera-se só a sessão 0, pois não é fornecida a quantidade de energia vendida em cada grupo

sessão/hora. Faz-se uma aproximação considerando que toda a energia é vendida ao preço da

sessão 0, o que corresponde à energia vendida no mercado diário e obtém-se:

∑

Confirma-se este resultado com os dados do OMIE, sendo o preço do mercado intradiário igual a

(Fonte: OMIE), o que corresponde ao preço médio da energia vendida nas restantes

sessões. Estes valores não estão totalmente corretos porque não têm em conta a quantidade de

energia vendida em cada grupo sessão/hora, sendo o valor mais correto para o mercado diário, o que

a seguir se apresenta:

∑

O valor é naturalmente mais elevado, pois normalmente quanto maior o consumo numa dada hora,

maior é o preço de venda da energia referente a esse consumo.

Tabela 3.4: Venda de Energia no MIBEL (Fonte: REN)

80

3.2.1. Sobrecusto devido à introdução da Produção Intermitente

Antes da introdução do preço da emissão de CO2, o sobrecusto é

É mais do dobro do custo do anterior sistema, pelo que as políticas ambientais causam um aumento

no preço da energia em mais de 50% neste modelo.

Comparando agora com o sobrecusto tendo em conta o preço das emissões de CO2, o sobrecusto é

Caso não houvesse investimento na produção intermitente poupar-se-ia (2%), valor que

devido ao aumento do preço dos combustíveis fósseis, tenderia a diminuir até passar de sobrecusto a

ganho. Assim considerar-se-ia um bom investimento, a nível económico, ambiental e político, tendo

em conta os compromissos de Portugal no Protocolo de Quioto.

O que se irá verificar nas seguintes secções é se os produtores PRE-R estão a ter lucros superiores

aos que deveriam ter num sistema equilibrado. Pretende-se verificar caso a remuneração da sua

energia fosse inferior, se obter-se-ia um ganho em relação à produção térmica, provando que os

preços atuais além de inevitáveis devido à introdução do preço das emissões de CO2, poderiam ser

inferiores caso se tivesse uma política ambiental equilibrada.

3.2.2. Custos Totais do Sistema

Com a introdução da produção hídrica à produção intermitente, obtemos o sistema completo, sendo

os custos totais deste sistema iguais a:


Instalada MW

Receitas de

Energia 109€

Receitas de

Capacidade 109€

Receita

Total 109€

Custos

Totais 109€

Vazio CO2 3407 1.199 0.397 1.595 1.595

Cheia CO2 3268 1.117 0.167 1.284 1.284

Ponta CO2 1487 0.059 0.117 0.176 0.176

Hídrica 4578 0.458 0 0.458 0.458

Intermitente 3109 0.474 0.147 0.621 0.621

TOTAL CO2 15963 3.307 0.828 4.134 4.134

Este sistema é uma aproximação do sistema português. Este sistema pode ainda ser otimizado, tal

irá ser efetuado usando a otimização gráfica do sistema eletroprodutor de 1.1. e a otimização através

da programação linear de 1.2..

Tabela 3.5: Receitas e Custos totais

81

3.3. Otimização gráfica do Sistema Eletroprodutor e Programação Linear

Pretende-se otimizar o sistema, minimizando os custos com a energia térmica produzida, para tal

usa-se a otimização gráfica do sistema eletroprodutor de 1.1. e a programação linear de 1.2., de

modo a verificar-se quanto se pouparia com esta otimização.

3.3.1. Otimização do Sistema Eletroprodutor

No capitulo anterior fez-se uma estimativa da divisão por grupos de produção tendo em conta o

parque eletroprodutor português. Nesta secção será feita a otimização, ou seja, tendo em conta os

custos nivelados das diferentes tecnologias, qual a potência que deverá ser instalada para cada

tecnologia térmica tendo em conta que se pretende uma minimização dos custos, e que a potência

hídrica e intermitente é a portuguesa. Esta otimização vai de encontro com o que se verifica na

Figura 3.1 b). O resultado da otimização está ilustrado na Tabela 3.6


Instalada[MW]

Receitas de

Energia 109€

Receitas de

Capacidade 109€

Receita

Total 109€

Custos

Totais 109€

Vazio CO2 0 0 0 0 0

Cheia CO2 4751 2.317 0.221 2.538 2.538

Ponta CO2 2100 0.059 0.098 0.157 0.157

Hídrica 4578 0.458 0 0.458 0.458

Intermitente 3109 0.426 0.195 0.621 0.621

TOTAL CO2 14550 3.260 0.514 3.774 3.774

Com o sistema otimizado poupar-se-ia cerca de €, cerca de 9% do custo total.

3.3.2. Programação Linear

Devido às características não lineares da curva monótona, especialmente na ponta, teve-se que

adequar a programação linear apresentada em 1.2, tendo em conta as limitações computacionais. O

que se fez foi alterar a discretização da curva monótona, tendo discretizada a hora de ponta com

metade dos intervalos e o resto da curva monótona com a restante metade dos intervalos definidos.

Tal pode ser verificado com uma discretização da curva remanescente térmica em apenas seis

intervalos, para uma visualização mais fácil da discretização.

Tabela 3.6: Receitas e Custos totais otimizados

82

Com a discretização da figura anterior, obtêm-se os seguintes intervalos de tempo, , e as

respectivas procuras, :

Sabendo que o Price-Cap no MIBEL é de 180 €/MWh31

, usando uma discretização de 1460

intervalos, obtém-se os seguintes resultados:

Tecnologia

de operação

Programação

linear 1.2

Programação

linear 1.2

Programação

linear 3.3.2

Programação

linear 3.3.2

Otimização do

Sistema

Eletroprodutor

Vazio MW x(1) =0 x(1) =0 x(1) =0 x(1) =0 x(1) =0

Cheia MW x(2) =4750 x(2) =4750 x(2) =5159 x(2) =5159 x(2) =4751

Ponta MW x(3) =201 x(3) =2064 x(3) =38 x(3) =1688 x(3) =2100

Potência Não

Fornecida MW 1863 0 1650 0 ----------------

Custo Total

Anual 109€

2.571 2.692 2.819 2.951 2.695

31


488 9761464 3896 6328 8760

2630

3487

4261

48605084

5658

horas

d [

MW

]

Figura 3.4: Discretização da curva monótona em 6 intervalos


83

Usando o tipo de discretização introduzida na secção 1.2, verifica-se que o resultado só difere ao

nível da potência de ponta instalada (inferior em 37 MW), devido a nesta discretização não se ter em

conta a característica não linear da curva da procura durante a ponta.

Ao usar a discretização introduzida nesta secção, verifica-se uma diferença nos custos, pelo que na

programação linear estes são mais elevados, colocando o Price-Cap a infinito permite comparar

ambos os métodos com os mesmos dados, verificando-se algumas diferenças, sendo que a

programação linear tem custos ligeiramente mais elevados, alterando a distribuição de potência pelas

tecnologias (mantendo a potência instalada igual). Concluí-se que a discretização utilizada deve se

adequar à curva monótona em estudo. No caso de uma curva que varie linearmente, deverá ser

usada a discretização de 1.2, caso a curva varie muito na ponta e pouco nas restantes horas deverá

ser usada a discretização desta secção, para outros casos deverá se adaptar a discretização usada.

3.4. Remuneração da energia entregue à rede pública pelos PRE-R

A fórmula de cálculo da remuneração da energia entregue à rede pública pelos PRE-R, 225/2007,

posteriormente retificado pela Declaração de Retificação n.º 71/2007, é dada por:

(€/mês) é a remuneração mensal aplicável as centrais de PRE-R, é um factor opcional

de modelação, e são a parcela fixa, variável e ambiental, respectivamente, é o coeficiente

adimensional que traduz as características específicas do recurso endógeno e da tecnologia

utilizada, é um factor de contabilização das perdas evitadas, e

é um factor dependente do

IPC – Índice de Preços no consumidor, todos estes parâmetros estão explicados detalhadamente em

ANEXO II.

Tendo em conta os coeficientes anteriores, os perfis de produção das diferentes tecnologias e os

valores de referência, obteve-se a Tabela 3.8 com a remuneração e investimento médio por

Tecnologia:

Tecnologia

Utilização de

Potência

Remuneração

Investimento

Médio

Despesas

O&M

Validade da

Remuneração

anos/produção

Eólica 2300 81.4 1050 5 15/33 GWh/MW

Solar 1600 305.1 3500 5 15/21 GWh/MW

Biomassa 7000 108.7 2775 8 25

A tecnologia a biomassa ainda é caracterizada por um custo marginal de cerca de 30 .

Tabela 3.8: Remuneração e Investimento médio por Tecnologia

84

Pretende-se agora obter o período de retorno do investimento e o VAL no final da validade da

remuneração em regime especial de cada tecnologia (o estudo será feito tendo em conta a validade

da remuneração das tecnologias), procurando verificar a uma taxa de atualização (a taxa de

atualização (ou inflação) é anulada pela atualização mensal da tarifa através da relação

sendo

este o seu valor de referência obtido no ANEXO II.3) e a diferentes taxas de juros , se é possível

alterar a tarifa.

Para tal usam-se as seguintes ferramentas financeiras, que se encontram explicadas detalhadamente

em ANEXO II.3.

A anuidade permite-nos saber qual o investimento anual , do investimento total a uma taxa de juro

durante os anos de amortização do investimento.

O Período de Recuperação permite-nos saber em quantos anos temos o nosso investimento pago.

∑

(∑

)

O VAL dá-nos a informação sobre o valor do nosso projeto, ou seja qual o valor do lucro hoje, que se

vai receber durante os anos de vida deste projeto, devidamente atualizados.

∑

∑

Com os dados e ferramentas disponíveis procede-se ao calculo financeiro tendo como base uma

central de 1 MW, obtendo-se os resultados ilustrados na seguinte Tabela 3.9:

Tecnologia

Anos

106€

Anos

106€

Anos

106€

Eólica 12.0 0399 12.8 0.292 13.7 0.181

Solar 17.3 -0.708 18.4 -1.067 19.6 -1.436

Biomassa 16.5 2.796 18.1 2.269 19.6 1.724

Tabela 3.9: Período de Recuperação médio por Tecnologia

85

Verifica-se que tem-se uma margem para diminuir a remuneração das tecnologias, e que os

produtores que usam tecnologia solar estão em desvantagem ao contrário dos da tecnologia da

biomassa que têm lucros elevados graças a este tarifário, procurando-se agora verificar qual a

remuneração para o pior caso ( ) em que conseguimos amortizar totalmente o investimento em

15 anos ( (para a biomassa são 25 anos).

∑

∑

[

∑

∑

] ⁄

Tecnologia Remuneração Alternativa

€/MWh

Eólica 76.2

Solar 364.9

Biomassa 98.9

Verifica-se que para termos um tarifário equilibrado e para os produtores destas tecnologias se

encontrarem numa situação de igualdade, ter-se-ia que diminuir ligeiramente a remuneração dos

produtores de eólicas, aumentar a da tecnologia solar e diminuir substancialmente a da tecnologia a

biomassa, que neste momento tem uma remuneração bastante favorável

3.4.1. Alteração da fórmula de cálculo da remuneração da energia

Verificou-se anteriormente que a remuneração atual é injusta, e favorece determinadas tecnologias

em detrimento de outras, de modo a trazer igualdade pretende-se fazer 4 alterações:

- O fator opcional de modelação , deveria passar a ser obrigatório para todas as tecnologias,

dando assim o devido valor às centrais que produzem a maior parte da sua energia durante as horas

de cheia e ponta. Como a tecnologia solar produz durante o dia e a tecnologia a biomassa e

cogeração têm controlo sobre a sua produção, só a tecnologia eólica poderia ser afetada

negativamente com esta mudança.

- O fator de tecnologia é o principal impulsionador das diferentes remunerações entre as tecnologias

e das desigualdades financeiras entre estas. Este fator deveria ser alterado de modo a se obter

igualdade, devendo aumentar no caso da tecnologia solar e diminuir nas restantes tecnologias em

estudo, para um valor, em que já com a alteração anterior aplicada, obter-se-ia a remuneração

alternativa desejada, obtendo-se então o pretendido.

- Com as duas alterações anteriores implementadas, ao investir numa central com a mesma potência

instalada mas de diferentes tecnologias irá ganhar-se aproximadamente a mesma quantia ao final de

15 anos, mas temos que ter em conta que existe um fator de risco adjacente à produção intermitente

(eólica ou solar), que mesmo com as melhores previsões é difícil acertar na sua produção. Esse fator

Tabela 3.10: Remuneração Alternativa por Tecnologia

86

de risco deverá ser atualizado mensalmente e deverá verificar se a central recebeu mais ou

menos remuneração do que o previsto, caso receba mais este valor toma um valor superior à unidade

no mês seguinte, caso receba menos toma um valor inferior, este fator deverá ficar na formula

multiplicado ao fator de tecnologia Z:

refere-se à receita líquida atualizada do mês e à receita líquida esperada actualizada do

mês , sendo = , é a receita líquida esperada já predefenida e

é a diferença entre o valor entre a receita mensal obtida e a receita que era suposto

obter.

- A última alteração a introduzir seria a introdução do fator de Investimento de Interesse Nacional

(IIN), que seria alterado visivelmente para todos consoante o interesse político no investimento em

determinada tecnologia, estando agora visível para todos, que todas as tecnologias estão em

igualdade financeira. Este fator irá contribuir à vista de todos, para criar uma desigualdade. Este fator

poderá tomar diversos valores, mas por exemplo um intervalo de valores entre os 80% e 120% de

seria uma opção razoável.

Com as alterações anteriores, só se tornaria obrigatório o fator , e se alterava o fator de

tecnologia Z de uma forma mais transparente e justa para:

é o fator de tecnologia de IIN, é o valor obtido com a aplicação das duas primeiras alterações,

e , são os fatores que resultam da 3ª e 4ª alteração respectivamente.

A nova fórmula de remuneração seria então:

A fórmula mantém-se à primeira vista na mesma, no entanto analisando a que corresponde cada um

destes parâmetros, esta aumenta um pouco a sua complexidade mas torna-se muito mais clara e

justa o que juntamente com a diminuição de custos são os principais objetivos destas alterações.

3.4.2. Poupança com o novo tarifário

Aqui só se contabilizará a poupança na produção intermitente, que foi o estudo ao nível do

sobrecusto que foi efetuado.

87

A poupança nesta produção é:

Cerca de 6.4% do valor total que se podia poupar só na produção intermitente.

3.5. Tarifa de Venda da Energia Elétrica a Clientes Finais32

A tarifa de venda a clientes finais da energia elétrica não é tão óbvia quanto aparenta ser já que nela

constam, para além dos custos inerentes à produção, transporte, distribuição e comercialização da

energia, uma série de parcelas que não estão diretamente ligadas ao consumo mas antes a decisões

políticas, os custos de interesse económico geral.

Na Figura 3.5 tem-se ilustrado os custos da venda de energia elétrica aos vários clientes finais, este

estudo centra-se nos clientes BTN (Baixa Tensão Normal) ou consumidores domésticos.

Verifica-se através da análise à figura, que a tarifa dos consumidores BTN consiste em cerca de

57.5% do custo de energia e 42.5% de outros custos.

Dentro dos outros custos temos (Fonte: ERSE):

Comercialização (5%): Custos devido a serviços de contratação, fatoração e cobrança de eletricidade

a serem proporcionados ao CUR, dentro deste valor encontram-se as Tarifas de Acesso às Redes e

as Tarifas de Venda a Clientes Finais.

32

Ref. Bibliográfica [14] e [15].

Figura 3.5: Tarifa da Energia em €/kWh (Fonte ERSE)

88

Uso da Rede de Transporte (4%), de Distribuição AT (2.5%), MT (9%) e BT (21%): Aplica-se devido

ao uso destas redes desde a produção de energia até ao consumidor BTN final, devendo receber um

valor referente às atividades reguladas correspondentes ao planeamento, estabelecimento, operação

e manutenção das redes e no caso do transporte também se incluí manutenção da interligação.

Uso Global do Sistema (6%): Custos devido à prestação de serviços de sistema e de transporte.

Tarifas de acesso às redes e serviços associados mais concretamente aos custos com a operação do

sistema, custos com a política energética, ambiental ou de interesse económico e os custos para a

manutenção do equilíbrio contratual CMEC.

Mas o que interessa neste estudo são os custos de Interesse Económico Geral, a percentagem que

esses custos têm na tarifa atual encontra-se na Figura 3.6:

Verifica-se que 17.8% da tarifa dos consumidores BTN é para pagar Custos de Interesse Económico

Geral .

Destes custos, é de especial importância para este trabalho o Sobrecusto PRE, procurando fazer

uma analogia deste valor com o valor obtido anteriormente.

Também importante é o sobrecusto devido aos CMEC, pois estão interligados, com o aumento da

PRE, além de aumentar o Sobrecusto PRE vai diminuir o horário de funcionamento das centrais

térmicas que por sua vez possuem contratos CMEC, originando o aumento do sobrecusto da

Revisibilidade CMEC.

Figura 3.6: Percentagem dos diversos custos que contribuem para a Tarifa (Fonte: ERSE)

89

O Sobrecusto PRE previsto para 2009 é de 447469 103€ e encontra-se explicado na Tabela 3.11

seguinte:

Tarifas 2009

PRE

Produção

PRE

GWh

Preço Médio

de Aquisição

€/MWh

Custo

Total

103 €

Preço médio

de referência

€/MWh

Diferencial

De custo

103 €

Eólicas 6 876 95.06 653 633 69.80 173 688

Hídricas 1 268 88.34 112 011 69.80 23 505

Biogás 49 110.90 5 434 69.80 2 014

Biomassa 398 112.32 44 703 69.80 16 923

Fotovoltaica 164 375.07 61 512 69.80 50 065

RSU 451 78.02 35 185 69.80 3 705

Térmica - Cogeração 3 684 108.60 400 082 69.80 177 570

Térmica - Outros 1 650 90.80 149 801 69.80 142 939

Total PRE 14 540 100,58 1 462 361 447 469

O preço médio de aquisição é o , o preço médio de referência é a previsão da cotação ou valor

médio de venda de energia em 2009, tal como a produção é uma previsão para 2009.

O sobrecusto obtido com a produção intermitente é de 173688×103€+50065×10

3€=223753×10

3€.

Verifica-se que a fórmula de calcular o sobrecusto por parte da ERSE não é a mais correta, pois

nesta previsão, o sobrecusto é calculado através do produto entra a diferença entre o preço médio de

aquisição de cada tecnologia e o preço médio de referência e a produção da tecnologia em questão.

Esta previsão não prevê adequadamente a previsão de queda no consumo, a esperada recessão

económica global e em Portugal já com valores significativos de deflação e do aumento significativo

da potência instalada das PRE, todos estes fatores atuam sobre o preço médio da energia vendida

durante 2009, que teve uma queda de quase 50% para 38.79 . Esta queda faz com que o

sobrecusto aumente em mais de 100%, isto porque 2009 foi um ano de deflação, o que originou

queda no consumo, e com o aumento da potência instalada nas PRE, tal reflete-se na diminuição do

preço médio de venda.

Apesar de considerar este método de cálculo funcional, este método tende a aumentar o sobrecusto

ao longo dos anos. Devido ao aumento da potência instalada das tecnologias intermitentes ao longo

dos anos e da sua respectiva produção, como a energia destas é colocada a custo 0 no mercado,

tende a aumentar o “fosso” entre o valor de mercado da energia e a remuneração PRE, o que

aumenta o sobrecusto. Tem que se ter em conta que a produção intermitente evita a produção

despachável de maiores preços marginais e que portanto o sobrecusto da ERSE não é o sobrecusto

real do sistema.

O sobrecusto real do sistema será aquele que se obtém da diferença entre os custos totais do

sistema com produção intermitente e sem produção intermitente.

Tabela 3.11: Sobrecusto PRE (Fonte: ERSE)

90

O Sobrecusto PRE definido deste modo nem seria um valor de difícil cálculo, alias já foi calculado

anteriormente tendo em conta os custos nivelados das diferentes tecnologias, mas seria ainda mais

realista com os dados da oferta de energia por parte dos produtores no MIBEL. Em Portugal

excluindo a PRE, tem-se potência instalada mais que suficiente para o nosso pico de consumo, e

ainda temos uma capacidade de importação de cerca de 1.5 GW, devido à interligação com Espanha.

Portanto para calcular os custos totais de produção sem PRE, tem de se fazer uma simulação teórica,

bastando retirar toda a produção PRE, verificar sem essa produção qual o preço de venda no

mercado e naturalmente multiplicar pela energia vendida, agora fazendo a diferença entre os custos

totais da energia atualmente e os custos da energia sem PRE obtemos os sobrecustos devido à

introdução da PRE.

Nos custos sem PRE, tem que se ter em conta que as centrais térmicas a produzir em Portugal têm

compromissos em relação ao limite de emissões de CO2, caso não fosse cumprido esse limite tinha

que se ter em conta os custos adjacentes a tal incumprimento.

3.6. Conclusões

Com a introdução do preço das emissões de CO2 verifica-se na otimização, que as centrais a carvão

deixaram de ser vantajosas em relação às centrais a gás natural, sendo que antes eram muito mais

baratas que estas últimas. Neste momento a variação do preço das emissões de CO2 é que define

quais as centrais térmicas mais vantajosas, mas devido aos CMEC, estas duas tecnologias neste

momento têm tido uma produção semelhante, apesar de as centrais a gás natural possuírem quase o

dobro da potência instalada das centrais a carvão.

Naturalmente, devido ao preço das emissões de CO2, os custos totais de produção de energia

aumentaram, tal como o valor médio de preço do mercado, apesar do aumento deste último estar a

diminuir com o aumento da PRE.

Ainda existe margem de manobra para reduzir custos no SEN, os contratos já elaborados quer com

as centrais despacháveis quer com os PRE é que afetam um pouco essa possibilidade, pois com

uma otimização do sistema eletroprodutor térmico e um equilíbrio da remuneração de energia aos

PRE, é possível reduzir custos, o que é revelado pelos cálculos efetuados.

91

4. CONCLUSÕES FINAIS

O capítulo 1, de forma teórica serve de introdução aos restantes capítulos, as hipóteses

assumidas no capítulo encontram-se dentro do que ocorre na realidade, sendo que a manipulação

dos dados e as otimizações protagonizadas servem de introdução e exemplo simplificado a muitos

sistemas reais, tal como o Português.

No capítulo 1, introduz-se um valor razoável da produção intermitente no sistema elétrico

fictício (≈15%). Esta introdução origina uma diminuição do clearing-price do mercado, vai aumentar os

custos totais do sistema, ocorrendo um sobrecusto e ainda vai originar a diminuição da produção de

algumas centrais térmicas, fazendo com que diminua os proveitos através de energia vendida destas.

Estas vão deixar de ter assegurada a sua sustentabilidade financeira no longo prazo sendo

necessário aumentar os proveitos através da remuneração dos custos fixos destas, originando um

outro sobrecusto.

Na comparação entre os dois métodos de otimização, o método gráfico e a programação

linear, verifica-se que o método gráfico é mais didático e simples, mas que com a programação linear

é mais fácil e rápido obter os resultados desejados caso haja alguma alteração no sistema elétrico em

termos de custos ou de curva monótona.

No capítulo 2, verificam-se os aspetos funcionais introduzidos no capítulo 1. Verifica-se a

diminuição da produção térmica devido ao aumento da produção intermitente. Observa-se em

Portugal, ainda a diferente distribuição de produção eólica ao longo do dia, verificando-se na

realidade que ao contrário do efetuado teoricamente onde foi assumido uma distribuição uniforme ao

longo do dia, existe uma maior produção eólica na hora do vazio, seguida da hora de ponta e cheia

respectivamente.

Verifica-se que a produção eólica tem pouca variação de um ano para o outro e que tem uma

maior produção nos meses de inverno do que no verão. A produção hídrica varia muito de um ano

para o outro, mas a sua variação ao longo do ano é idêntica entre diversos anos, ou seja a forma

como as reservas hídricas vão variando ao longo do ano varia pouco entre diferentes anos. As

reservas vão aumentando até Março/Abril e a partir daqui vão diminuindo até Agosto/Setembro.

Sendo a tecnologia hídrica uma tecnologia de ponta, observa-se que a sua produção centra-se na

hora de ponta e cheia sendo muito inferior na hora do vazio.

No capítulo 3, determinam-se os aspetos económicos já verificados no primeiro capitulo,

concluindo-se que o aumento da produção intermitente origina dois sobrecustos, um direto devido ao

aumento dos custos totais e outro indireto que resulta da reduzida utilização das centrais térmicas.

Com a introdução do preço das emissões de CO2 foi efetuada a otimização. Verifica-se que as

centrais a carvão deixaram de ser muito vantajosas em relação às centrais a gás natural e portanto

92

num sistema otimizado consoante o preço das emissões de CO2 poderia não haver centrais a carvão.

Devido aos contratos CAE e CMEC, estas encontram-se em funcionamento e com uma produção

anual em 2009 um pouco superior às centrais a gás natural, apesar destas últimas terem uma

potência instalada superior.

Por serem mais económicas foram construídas em Portugal desde 2003, três centrais a ciclo

combinado e foi encerrada uma central a fuel, sendo que neste momento há centrais com um

funcionamento tão reduzido que poderão ser encerradas no futuro.

É comparada a forma de calcular o sobrecusto por parte da ERSE com a introduzida nesta

dissertação. Concluindo-se que a metodologia de cálculo introduzida nesta dissertação é mais

realista e que o método da ERSE tende a aumentar o sobrecusto devido à introdução da produção

intermitente, algo que devido ao “pressuposto” aumento dos custos de emissões de CO2, e do preço

dos combustíveis fósseis que a produção intermitente evita, tende a passar de sobrecusto para

ganho.

Conclui-se que no Sistema Elétrico Português há muito por otimizar, de modo a reduzir

custos, na verdade, feita uma otimização do parque eletroprodutor português e um equilíbrio da

remuneração dos PRE é possível reduzir os custos. Verifica-se que os fatores que não estão

totalmente relacionados com a produção de energia, tal como os custos de interesse económico geral

e o uso de redes do sistema têm uma peso significativo nos custos. Assume-se que os custos de

energia e de interesse económico geral são possíveis de diminuir com as duas solução anteriores. Os

custos com o uso das redes é possível diminuir ao induzir uma redução das perdas, entre outros

fatores, algo que a implementação futura das smart grids pode solucionar.

93

ANEXO I. ANÁLISE ESTATÍSTICA33

O que se pretende é uma Inferência Estatística, que consiste num conjunto de métodos que usam a

amostra recolhida, de modo a responder a aspectos relativos da variável aleatória em estudo.

Pretende-se adiantar valores ou intervalos de valores para parâmetros desconhecidos, como a média

μ e a variância σ2, através de estimação pontual e intervalar, e ainda fazer testes de hipóteses sobre

os parâmetros desconhecidos, de modo a explicar a variabilidade da variável aleatória de interesse.

AI.1. Conceitos

Variável Aleatória (v.a.): Característica crucial para o conhecimento do fenômeno aleatório em

estudo.

População: Conjunto de todos os objetos ou indivíduos, que têm em comum pelo menos uma

característica de interesse.

Amostra: Dada a impossibilidade de observar toda a população, é fundamental recolher um

subconjunto representativo da população, denominado amostra.

Amostragem: Conjunto de procedimentos estatísticos, que encontra motivação na necessidade de

obtenção de amostras.

Amostra Aleatória (a.a.): Sendo X uma v.a. de interesse,

Sendo X1,...Xn v.a. independentes e identicamente distribuídas (i.i.d.) a X, temos

então X=(X1,...,Xn) diz-se uma a.a. de dimensão n respeitante á v.a. de interesse X.

Estatística: É conveniente condensar a amostra em medidas, como a média e o desvio-padrão, que

são valores particulares da v.a. definidas à custa da a.a e denominadas de estatísticas.

Parâmetro desconhecido: Será de um modo geral representado por θ.

Espaço Paramétrico: Corresponde ao conjunto de todos os valores possíveis, para o parâmetro

desconhecido θ sendo representado por ϴ.

33


94

Estimadores: É fundamental adiantar valores razoáveis para os parâmetros desconhecidos, que

caracterizam a distribuição da nossa v.a. de interesse, recorrendo a estatísticas com características

especiais, os estimadores.

Função de densidade de probabilidade (f.d.p) fx: Pretende calcular a probabilidade de X pertencer

a um intervalo.

Função de distribuição (f.d.) Fx: Justifica o cálculo de probabilidades do tipo P(X ≤ x), x , ou

seja é importante definir a f.d. da v.a. X como:

∫

AI.2. Distribuição Normal

Esta distribuição encontra-se associada à modelação de observações relativas a medições de

temperaturas, velocidades, erros, entre outros, no domínio da Inferência Estatística tem extrema

importância, pois esta possuí enumeras propriedades matemáticas desta distribuição.

A v.a. contínua X, diz-se com distribuição normal de parâmetros μ e σ2 se a sua f.d.p. for igual a

( √ )

∑ ( )

A f.d.p. da distribuição normal é simétrica em torno de μ e tem forma de sino, é devido a isto que a

mediana é igual à moda e ao valor esperado, além disto, o valor de σ2

define o achatamento da f.d.p.

desta v.a. ou não se tratasse σ2 de uma medida de dispersão.

Refira-se que na distribuição normal, existe uma grande probabilidade da amostra X se encontrar

dentro da média μ, com margem de um desvio padrão σ, como pode ser verificado na Tabela AI.1

seguinte:

Intervalo Probabilidade

A amostra tem que praticamente se encontrar dentro da média, com uma margem de três desvios-

padrão, caso contrário tem que se questionar a distribuição ou a quantidade de amostras recolhidas,

com que se obteve os estimadores da média e desvio-padrão.

Tabela AI.1: Probabilidades da distribuição normal

95

AI.3. Estimadores

A estatística T=T(X) diz-se um estimador do parâmetro desconhecido θ, caso T=T(X) tome valores

exclusivamente no espaço paramétrico ϴ.

Estimativa: Ao valor observado do estimador T=T(X), do parâmetro desconhecido θ, t=T(x), damos o

nome de estimativa de θ. É um valor razoável para θ já que t=T(x) ϴ.

Estimador centrado: O estimador T diz-se centrado de θ se

[ ( )]

o centro de gravidade do estimador é igual , caso contrário é um estimador enviesado, sendo o seu

enviesamento dado por

[ ( )] [ ( )]

Um estimador de será tanto melhor quanto menor for o seu enviesamento, sendo que os

estimadores centrados possuem enviesamento nulo.

O estimador centrado de será a média da a.a. , provando-se através de

( ) (

∑

)

O estimador centrado de será a variância corrigida da a.a. , provando-se através de

[

∑( )

]

{∑

[ ( ) ( )]}

AI.4. Método de máxima verosimilhança

O método de máxima verosimilhança (MV) permite dentro de todos os valores possíveis, obter o valor

mais plausível para um parâmetro desconhecido, tendo em conta a amostra de que

dispomos, de modo a descrever este método, é necessário definir a função de verosimilhança.

96

Função de verosimilhança: É representada por ( ) e dá ideia de quão plausível é o valor de ,

para o parâmetro desconhecido, definindo-se por:

( ) ( ) ∏

Estimativa de máxima verosimilhança: Tendo a amostra , a estimativa de máxima

verosimilhança do parâmetro desconhecido corresponde ao ponto de máximo da função de

verosimilança.

Esta estimativa é representada por e verifica:

( )

( )

Estimador de máxima verosimilhança (emv): O emv de obtém-se por substituição de

por na expressão geral da estimativa de MV, ( ) sendo

( )

Trata-se de uma v.a. exclusivamente dependente da a.a. , logo uma estatística.

AI.5. Estimação por intervalos

Para além de uma estimativa pontual para o parâmetro desconhecido, é importante estimar um

intervalo que dê a confiança que se pode ter na estimativa pontual, este intervalo é denominado de

intervalo de confiança, sendo os graus de confiança mais usuais 90%, 95% e 99%.

Intervalo de confiança (IC): Um IC para o parâmetro é do tipo [l,u], onde l e u representam os

respectivos limites inferior (“lower”) e superior (“upper”) respectivamente, estes limites são funções da

amostra e dos quantis de probabilidade respeitantes à distribuição da v.a. .

A este intervalo está associado um grau de confiança, usualmente representado por ,

obtendo para os valores mais usuais um nível de significância .

Método da v.a. fulcral: É um método que permite a obtenção sistemática de intervalos de confiança,

para um parâmetro desconhecido e compreende 4 passos:

- Seleção da v.a. fulcral para

É uma v.a. exclusivamente dependente da a.a. e do parâmetro desconhecido , representada por

97

( )

Para o caso em estudo da distribuição normal a nossa v.a. fulcral é:

√ ⁄

Onde para o caso em que tanto como são parâmetros desconhecidos faz-se uma aproximação à

distribuição t-student

√ ⁄

-Obtenção dos quantis de probabilidade

São quantis dependentes do grau de confiança e representados por e , sendo:

Concluindo-se que:

onde representra o quantil de ordem da distribuição exacta (ou aproximada) da v.a. fulcral

para .

-Inversão de desigualdade

É crucial inverter a dupla desigualdade em ordem a , de modo a obter um intervalo de

extremos aleatórios que contenha { } com probabilidade .

( )

Onde e são os extremos aleatórios dependentes da a.a. e dos quantis de probabilidade

e .

-Concretização

Substitui-se nas expressões de e , ,pelas respectivas observações ,

obtendo-se deste modo o IC a para .

98

[ ( ) ]

AI.6. Testes de hipóteses

É um procedimento estatístico que conduz a uma decisão acerca das hipóteses nula e alternativa

, tendo em conta a informação amostral que recolhemos.

Decisões em testes de hipóteses: De acordo com a estatística de teste , que é igual à v.a. fulcral

com substituição de por , que no caso de um teste ao valor esperado é igual à hipótese nula ,

sendo para uma distribuição normal igual a:

√ ⁄

Tomamos uma de duas decisões, rejeitar ou não ao nível de significância para tal é necessário

defenir a região critica de rejeição, sendo a estatística de teste no caso em estudo em que e são

parâmetros desconhecidos, fazendo-se uma aproximação à distribuição t-student:

√

Sendo a região critica de rejeição dependente da hipótese alternativa , obtida na Tabela AI.2

seguinte:

Região de Rejeição

Sendo o valor crítico, calcula-se o valor observado da estatística de teste , substituindo o valor

médio , pelo respectivo valor médio das observações ,

√ ⁄

rejeitando-se a hipótese caso .

Tabela AI.2: Região de Rejeição

99

P-value: O é o maior nível de significância que leva à não rejeição de , devemos rejeitar

para qualquer nível de significância e não rejeitar caso contrário, quanto menor for

o , maior é a evidência contra , sendo o

W P-value

[ ]

Função potência de um teste: Ao efetuar-se um teste é usual saber qual a probabilidade de rejeitar

quando esta hipótese é verdadeira, sendo a probabilidade de cometer erros de 1ª e 2ª espécie

funções de definidas por

A função potência de um teste corresponde á probabilidade de rejeição da hipótese nula (caso esta

seja verdadeira ou falsa):

{

Tabela AI.3: P-value

101

ANEXO II. REMUNERAÇÃO DA ENERGIA RENOVÁVEL34

Em 1999 o Decreto-Lei nº 168/99 introduziu alterações significativas no sistema de remuneração da

energia fornecida pelos Produtores em Regime Especial que usam recursos renováveis (PRE-R). O

sistema remuneratório passou a ser baseado num somatório de parcelas, que contemplam os custos

evitados pelo SEN com a entrada em funcionamento dos PRE-R, os benefícios ambientais

proporcionados pelo uso de tecnologias limpas, entre outros.

Entre outras mudanças ao longo dos anos, o Decreto-Lei nº 225/2007 posteriormente retificado pela

Declaração de Retificação nº 71/2007, define a fórmula de cálculo de remuneração da energia

entregue à rede pública pelos PRE-R, atualmente em vigor.

AII.1. Fórmula de Remuneração dos PRE-R

Como já foi referido anteriormente, a energia proveniente de FER é paga segundo a seguinte fórmula

que está estipulada no Decreto-Lei nº 225/2007.

Sendo (€/mês) a remuneração mensal aplicável as centrais de PRE-R, as restantes parcelas

serão agora explicadas detalhadamente.

Fator de modelação : Modela a remuneração em função do período horário em que a

energia tenha sido fornecida. O horário legal é o considerado pela seguinte Tabela AII.1.

Hora legal de Inverno Hora legal de Verão

Ponta e Cheia

8h às 22h

Vazio

22h às 8h

Ponta e Cheia

9h às 23h

Vazio

23h às 9h

Este fator é obrigatório no caso das centrais mini-hídricas, para as restantes centrais é opcional,

podendo estas optar no ato de licenciamento, se este fator toma o valor unitário ou se é dado pela

seguinte fórmula:

34


Tabela AII.1: Horário legal (Fonte: EDP)

102

é a energia entregue nos períodos de ponta e cheia, é a energia

entregue nos períodos de vazio e é a energia total entregue, ambas para o mês .

Os fatores multiplicativos e tomam os seguintes valores:

Mini-Hídricas Outras Renováveis

1,15 1,25

0,8 0,65

O premeia a produção de energia nas horas de maior consumo, embora seja preterido pela

maior parte das centrais renováveis já licenciadas, no caso de lhes ser opcional.

Parcela Fixa : Está relacionada com a garantia de potência proporcionada pelos PRE-R. É

constituída pelo produto de três componentes, um valor de referência unitário , um coeficiente

de potência e a potência média fornecida à rede .

O fator trata-se do custo unitário de investimento da central mensalmente, mais

propriamente o custo de investimento evitado pelo SEP, devido à instalação de uma central renovável

que assegura o mesmo nível de garantia de potência que a central cuja construção é evitada, este

custo segundo o decreto-lei em vigor toma o valor de 5.44 (DL 168/99).

O coeficiente de potência traduz a contribuição da central para a garantia de potência da

rede. Obtém-se este coeficiente através da verificação do volume de energia injetado na rede por

uma central renovável num determinado mês face à capacidade instalada da central:

A potência da central declarada pelo produtor na altura do licenciamento é integrada num

período de tempo mensal ( ), considerando apenas 80% desse valor, pois os restantes 20%

são considerados para manutenção.

A potência média disponibilizada à rede pública no mês , é o valor mínimo de duas

hipóteses: a potência declarada no licenciamento e a potência fornecida à rede considerando

um total de horas mensais igual a ( ):

(

)

Tabela AII.2: Valores numéricos dos fatores e

103

A parcela fixa depende do valor de referência do investimento e ainda da performance da central

produtora, pelo coeficiente e pela energia fornecida à rede.

Parcela Variável : É essencialmente o produto entre o valor de referência unitário,

e a energia fornecida à rede no mês em questão, :

O fator representa o custo de operação e manutenção de um novo meio de

produção cuja construção é evitada pela central renovável, este valor é fixo e válido pelo período em

que se aplique a remuneração, segundo este decreto-lei é dado por 0.036 (DL 33-A/2005).

Parcela Ambiental : Valoriza o benefício ambiental proporcionado pela central renovável,

e é representado pela seguinte expressão:

representa o valor unitário de referência do CO2 que seria emitido por outros meios cuja

construção é evitada, tomando o valor de 0.000002 (DL 33-A/2005).

representa a emissão de CO2 de uma central de referência funcionando com ciclo combinado,

tendo o valor de 370 (DL 33-A/2005).

Adaptado a este parcela foi o índice de tecnologia Z, explicado a seguir.

Fator de Tecnologia : Quantifica as características do recurso natural utilizado, corrigindo a parcela

ambiental anteriormente descrita, consoante a tecnologia e o tipo de central, sendo os valores os

indicados na Tabela AII.3 (só estão referidas as tecnologias em estudo neste trabalho):

Tecnologia Z Limite de Pinst

Eólica 4,6 sem limite

Hídrica sem limite

Pi ≤ 10 MW 4,5

10 MW ≤ Pi ≤ 30 MW 4,5-0,075/MWadic

Pi > 30 MW a definir

Bombagem 0

Solar 150 MW

FV c/ Pi ≤ 5 kW 52

FV c/ Pi > 5 kW 35

Termoelétricas c/ Pi ≤ 10 MW 29,3

Tabela AII.3: Valores de Z em função da Tecnologia

104

Termoelétricas c/ Pi > 10 MW a definir: 15 a 20

FV em microgeração 50 MW

Pi ≤ 5 kW 55

Pi > 5 kW 40

Biomassa 250 MW

Biomassa florestal residual 8,2

Biomassa animal 7,5

Outras renováveis 1

Para além dos limites 1

Fator de contabilização das perdas evitadas : Representa as perdas evitadas na central

renovável, seja no transporte ou na transformação, tomando diferentes valores consoante a potência

das centrais:

Fator de inflação que depende do IPC: Está relacionado com a taxa de inflação sendo a sua

expressão

, onde , é o índice de preços no consumidor, sem habitação, em Portugal

Continental referente ao mês anterior e refere-se ao mês anterior ao do ínicio do fornecimento

da electricidade à rede pela central.

Para se calcular tem que se saber qual a variação da inflação, tal dado pode ser obtido

através das estimativas do INE (Instituto Nacional de Estatística).

AII.2. Cálculo da Remuneração dos PRE-R

Para obter este valor foi usado o valor unitário do fator de modelação , a distribuição uniforme

(média) do valor de Z de cada tecnologia para centrais com diferentes características e foi

considerada a relação

, ou seja, a remuneração é a do ano de entrada em serviço, estando

na seguinte Tabela AII.4 os resultados.

Tecnologia

Utilização de

Potência

Horas

Remuneração

€/MWh

Eólica 2300 81.4

Solar 1600 305.1

Biomassa 7000 108.7

Tabela AII.4: Remuneração em função da Tecnologia

105

Como seria de esperar o fator que tem mais impacto no valor da remuneração da tecnologia é o fator

de tecnologia Z, quanto maior este fator, maior será a remuneração.

AII.3. Análise Financeira

Aqui é introduzido os dados e ferramentas financeiras necessárias à resolução do problema da

remuneração da energia de origem renovável.

Taxa de Inflação: Refere-se à queda do poder de compra do dinheiro, a variação da inflação em

Portugal desde 1996 encontra-se representada na Tabela AII.5.

Ano 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

Inflação 3,0 2,3 2,8 2,3 2,9 4,4 3,6 3,3 2,4 2,3 3,2 2,5 2,6 -

0,8 1,4

A média da variação da Taxa de Inflação nestes 15 anos é de 2,5%, será este o valor de referência.

Anuidade: Sendo que raro é o investimento hoje em dia sem recurso ao crédito, a anuidade é a

quantia paga anualmente para amortizar uma dívida e é dada por:

Sendo o custo de capital, a taxa de juro e o período de amortização.

Valor Atual Líquido (VAL): É a diferença entre o valor de mercado de um investimento e o seu

custo, obtido através dos cash-flows (entrada e saída de dinheiro) devidamente atualizados durante a

vida útil do empreendimento:

∑

∑

sendo a vida útil do empreendimento, a taxa de atualização e a receita líquida que se obtém

no ano é igual a:

Tabela AII.5: Variação Anual da Taxa de Inflação em Portugal de 1996 a 2010 (Fonte INE)

106

em que é a receita bruta, são as despesas de operação e manutenção no ano j, é a

potência instalada, é a utilização anual da potência instalada e são as despesas de

operação e manutenção médias por unidade de potência.

O Investimento anual é dado pela anuidade:

Taxa Interna de Rentabilidade (TIR): É o valor da taxa de atualização que anula o VAL, da

equação AII.10 de definição do VAL, resulta que a TIR satisfará:

∑

∑

A avaliação do TIR situa imediatamente o empreendimento na escala de avaliação do mercado

financeiro, pois um investimento só deve ser aceite se a TIR for superior à taxa de atualização

especificada.

Período de Recuperação : É uma forma elaborada de medir o tempo de retorno do investimento e

é dado por:

∑

(∑

)

Este indicador permite ter uma perspectiva do período de retorno do investimento.

107

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Technologies”, Setembro de 2010.

[2] João Santana, M. J. Resende, “The Integration of Intermittent Generation Technology”.

[3] João Santana, “Custos Versus Preços nos Mercados Eléctricos”.

[4] Paul L. Joskow, “Competitive Electricity Markets and Investment in New Generating Capacity”, The

New Energy Paradigm, 2007.

[5] João Santana, M. J. Resende, “Reflectir Energia”, ETEP, Setembro de 2006.

[6] A. Ehrenmann and Y. Smeers, “Stochastic equilibrium models for generation capacity expansion”,

Discussion paper, 2010.

[7] Eurelectric, “Power Choices, Pathways to carbon-neutral electricity in Europe by 2050”, Full

Report, Fevereiro de 2011.

[8] Pedro Neves Ferreira, “Mercado Ibérico e perspectivas de longo prazo”, Seminário da disciplina de

Economia e Mercados de Energia, IST, Lisboa, 5 de Dezembro de 2011.

[9] J. P. Sucena Paiva, “Redes de Energia Eléctrica: uma Análise Sistemática”, IST Press, 2005.

[10] REN, “Dados Técnicos Electricidade Valores Provisórios 2009”.

[11] REN, “Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte 2009-2014 (2019)”,

Sumário Executivo, Fevereiro de 2008.

[12] Pedro Matos, “Mercados de Energia Eléctrica”, Seminário no Instituto Superior Técnico, Lisboa,

18 de Outubro de 2010.

[13] OMEL, “Day-ahead market coupling mechanism between the Iberian and Central-Western

markets”, SG meeting, SW ERI Deliverable III 3, Junho de 2008.

[14] ERSE, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e Outros Serviços em 2009 e Parâmetros para

o Perído de Regulação 2009-2011”, Dezembro de 2008.

[15] A. Leite Garcia, “Preços e Tarifas”, Seminário no Instituto Superior Técnico, 2 Dezembro de 2009.

[16] Manuel Cabral Morais, “Notas de apoio da disciplina de Probabilidades e Estatística”, Lisboa, 8

de Setembro de 2011.

[17] Rui Castro, “Uma Introdução Às Energias Renováveis”, IST Press, Abril de 2011.

Empresas e Institutos Consultados:

EDP Energias de Portugal (www.edp.pt)

EDPSU EDP Serviço Universal (www.edpsu.pt)

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (www.erse.pt)

IMT Instituto de Meteorologia (www.meteo.pt)

INE Instituto Nacional de Estatística (www.ine.pt)

MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade (www.mibel.com)

OMIE Operador do Mercado Ibérico (Espanha) (www.omie.es)

REN Rede Eléctrica Nacional (www.centrodeinformacao.ren.pt e www.mercado.ren.pt)

http://www.mibel.com/

http://www.centrodeinformacao.ren.pt/

http://www.mercado.ren.pt/PressReleases/Paginas/InfSemanal.aspx

a introduÇÃo da produÇÃo intermitente no sistema … · reduzida utilização das centrais...

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