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Impactos da geração intermitente no sistema elétrico: Custos de Produção / Preços de Pool
Rio de Janeiro, 6 de Julho de 2011
Carlos Alves Pereira
Diretor da Unidade Negócio Gestão Energia
Work Shop “Experiências do Brasil e Portugal no Sector Elétrico”
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Agenda
• Custos de Produção
• Comentários Finais
• Preços da Pool
• Breve Enquadramento
2
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• Custos de Produção
• Comentários Finais
• Preços da Pool
• Breve Enquadramento
3
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A criação de mercados regionais e a cooperação supraregional, é uma tendência crescente no sector elétrico Europeu
Níveis de interligação entre países
Diferenças regulatórias
Modelos de supervisão
Principais Dificuldades
Pela sua dimensão, o Mibel é um mercado
relevante a nível Europeu e o grau de
integração entre Portugal e Espanha é hoje
muito elevado
311
486
527
369
354
318
Fonte: Dados Eurostat (valores relativos a 2009) 4
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5
Os fortes investimentos realizados nos últimos anos aumentaram, significativamente, a margem de reserva do sistema na ibéria
Capacidade Instalada na Ibéria(GW)
Forte crescimento PREs
Forte crescimento CCGTs
Manutenção restantes tecnologias
Crescimento Anual (2005 – 2010)
Procura 1.2%
Capacidade 6.6%
PREs 13.1%
0
20
40
60
80
100
120
2000 2002 2004 2006 2008 2010
PREFuel/Gasóleo
Carvão
CCGT
Hídrica
Nuclear
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Na Ibéria, a geração PRE (grande hídrica excluída) satisfez cerca de 33% do consumo em 2010
Na última década assistiu-se a i) um reforço sem precedentes da eólica, ii) à emergência
do solar e iii) a uma relativa estabilidade das outras PRE’s
PRE’s - Capacidade Instalada na Ibéria(GW)
0
10
20
30
40
2000 2002 2004 2006 2008 2010
Cogeração
Solar
Eólica
Hídrica
Biomassa / Resíduos
6
Taxa CrescimentoCAGR %
3.3%
12.6%
3.6%
25.7%
N.A.
X 4
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Satisfação da ProcuraOrdem de mérito de tecnologias
Evolução Esperadacrescimentomoderado
Load Factors Centrais TérmicasNº de horas funcionamento (carvão e gás)
Os compromissos e metas assumidas (i.e. objectivo 20-20-20) apontam para a manutenção do crescimento das PREs e para uma redução dos “load factors” das
centrais térmicas
O enquadramento referido, implica que as centrais térmicas tenham níveis de funcionamento cada vez mais reduzidos
2005 2006 2007 2008 2009 E
2010 E
2011 E
2012 E
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
7
2,613 h
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• Custos de Produção
• Comentários Finais
• Preços da Pool
• Breve Enquadramento
8
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9
Mercado spot – “Day ahead”
Mercado marginalista
Preços horários
Preço (tendencialmente) Ibérico
Como em muitos outros mercados, os preços no OMEL são fixados pelo encontro da oferta e da procura
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Embora com um peso crescente, a contribuição da eólica para a satisfação da procura é muito incerta e extremamente volátil
10
% Procura Satisfeita com Energia EólicaIbéria: Energia eólica / Procura Eléctrica
% Máx.Mensal(48%)
% Méd.Mensal(17%)
% Mín.Mensal(1%)
Incapacidade de aportar potência firme (i.e. alta imprevisibilidade da eólica, geração não despachável)
Necessidade de potência de “back-up” de origem térmica
Maiores exigências de arranque-paragem e de variação de carga das centrais
Flexibilidade
Imprevisibilidade
Volatilidade
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0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11
ESP
PORT
11
Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas de muito vento e elevada hidraulicidade
Arranquedo Mibel
InterligaçãoPortugal / Espanha
Não
Esgota
da
Esgota
da
Preço Único Ibérico
Preço Portugal
Preço Espanha € 2,47/MWh
€ 93,35/MWh
Preço Diário no OMEL€/MWh
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12Fontes: OMEL (Portugal) e EEX (Alemanha)
PreçosNegativo
s
PreçosExtremo
s
VariaçãoElevada
Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas de muito vento e elevada hidraulicidade (cont.)
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Procura Electricidade2010
Procura Electricidade2010
Horas de Preço Zero2010
Horas de Preço Zero2010
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Jan
Mar
Apr
Jun
Sep
Dec
Jan
Mar
Apr
Jun
Sep
Dec
Jan
Mar
Apr
Jun
Sep
Dec
Produção Hídrica e Eólica2010
Produção Hídrica e Eólica2010
-1 6 12 18 24
1 6 12 18 24
1 6 12 18 24
Baixa
Alta
Nos últimos três anos, ocorreram por diversas vezes horas de “Preço Zero”:• Portugal: 342 horas (8h em 2009, 322 h em 2010 e 2h em 2011)• Espanha: 365 horas (19h em 2009, 334h em 2010 e 12hr em 2011)
Na Ibéria, têm ocorrido situações de “Preço Zero” devido à combinação de procura baixa com elevada hídrica e eólica
13
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Nas horas de “preço zero” verificaram-se níveis elevados de utilização das centrais nucleares e hídricas de fio-de-água
Portugal
Portugal
Espanha
Espanha
Geração face à capacidade instalada nas horas de “Preço Zero”% , 2009-2011
Geração face à capacidade instalada nas horas de “Preço Zero”%, 2009-2011
P10
P50
P90
P10
P50
P90
14
![Page 15: Impactos da geração intermitente no sistema elétrico: Custos de Produção / Preços de Pool Rio de Janeiro, 6 de Julho de 2011 Carlos Alves Pereira Diretor](https://reader036.vdocuments.com.br/reader036/viewer/2022062700/552fc13e497959413d8ddf64/html5/thumbnails/15.jpg)
15
A intermitência crescente da geração, tem implicado o reforço da importância relativa dos Serviços de Sistema
Receitas em Mercado
“Pool” - OMEL
Preço DiárioPreço
Intradiários
Serviços Sistema - TSO
Preço Banda
Preço Secundári
a
Preço Terciária
Procura Diária
(MW)
0 – 24 horas
Procura Estimada
(dia anterior)
Procura Real Ajustes
1 2
~ 75% receitas CCGTs em mercado~ 25% das receitas CCGTs em
mercado
![Page 16: Impactos da geração intermitente no sistema elétrico: Custos de Produção / Preços de Pool Rio de Janeiro, 6 de Julho de 2011 Carlos Alves Pereira Diretor](https://reader036.vdocuments.com.br/reader036/viewer/2022062700/552fc13e497959413d8ddf64/html5/thumbnails/16.jpg)
588736 717
1.067
2007 2008 2009 2010
16
A intermitência crescente da geração, tem implicado o reforço da importância relativa dos Serviços de Sistema (Cont.)Secundária Mobilizada Vs Geração EólicaEspanha: Jan. 2009 – Mar. 2011
150
170
190
210
230
250
270
290
2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500
Regu
laçã
o Se
cund
ária
(GW
h)
Produção Eólica (GWh)
Terciária Mobilizada Vs Geração EólicaEspanha: Jan. 2009 – Mar. 2011
200
300
400
500
600
700
800
2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500
Regu
laçã
o Te
rciá
ria (
GWh)
Produção Eólica (GWh)
Os dados demonstram que, em
períodos de elevada geração
eólica, é maior o volume de
energia Secundária e de energia
Terciária mobilizada
Custo para o Sistema (M€)Espanha: 2007 – 2010
![Page 17: Impactos da geração intermitente no sistema elétrico: Custos de Produção / Preços de Pool Rio de Janeiro, 6 de Julho de 2011 Carlos Alves Pereira Diretor](https://reader036.vdocuments.com.br/reader036/viewer/2022062700/552fc13e497959413d8ddf64/html5/thumbnails/17.jpg)
• Custos de Produção
• Comentários Finais
• Preços da Pool
• Breve Enquadramento
17
![Page 18: Impactos da geração intermitente no sistema elétrico: Custos de Produção / Preços de Pool Rio de Janeiro, 6 de Julho de 2011 Carlos Alves Pereira Diretor](https://reader036.vdocuments.com.br/reader036/viewer/2022062700/552fc13e497959413d8ddf64/html5/thumbnails/18.jpg)
Ao nível actual de preço das commodities algumas PREs e a eólica, em particular, oferecem preços competitivos
67,8
98,8
Var. Gás Var. CO2 O&M / ATR Var.
Total Var. O&M / ATR Fixo
Retorno Investim.
Total
Custo Médio p/Tecnologia - Portugal€/MWh - 2011
CCGTs – Custo de Novos Entrantes€/MWh – 2º Semestre 2011
18
RSU Hídrica Eólica Cogeração Biogás Biomassa Fotovoltaica
81.9 91.2 93.8
105.600473709143 110.6 111.1
340.3
![Page 19: Impactos da geração intermitente no sistema elétrico: Custos de Produção / Preços de Pool Rio de Janeiro, 6 de Julho de 2011 Carlos Alves Pereira Diretor](https://reader036.vdocuments.com.br/reader036/viewer/2022062700/552fc13e497959413d8ddf64/html5/thumbnails/19.jpg)
Nota: Cotações média semanais 19
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11
0,0
40,0
80,0
120,0
160,0
Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11
0,0
10,0
20,0
30,0
Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11
1,10
1,30
1,50
1,70
Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11
Evolução da Cotação API #2$usd/ton.
Evolução da Cotação Dated Brent$usd/ton.
Evolução da Cotação CO2€/ton.
Evolução da Cotação Câmbio€/Usd $
Após a correcção de 2008 o preço das commodities retomou, quase de imediato, a tendência de crescimento anterior
Min.
Máx
33.65
144.22
Min.
Máx
1.194
1.599
Min.
Máx
7.98
28.73
Min.
Máx
57.91
219.37 x 3.8
x 3.6
x 4.3
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Inversão da Ordem de MéritoCusto marginal sem CO2 Custo marginal com CO2
Nuclear Carvão CCGT Fuel
Eur/MWh
Nuclear Carvão CCGT Fuel
sobrecusto CO2
Eur/MWh
O custo do Carvão é, em geral, mais
barato…
… mas dependendo do preço do CO2 pode ser o gás
(CCGT)
custo marginal
1.00 0.37 0.80Factor de emissãoton CO2/MWh
Os preços relativos do carvão, do brent e do CO2, são um factor da máxima relevância
para os “economics” do negócio eléctrico na Europa
O custo do CO2 é determinante para a competitividade relativa (“fuel-switching”) entre o carvão e o gás
20
![Page 21: Impactos da geração intermitente no sistema elétrico: Custos de Produção / Preços de Pool Rio de Janeiro, 6 de Julho de 2011 Carlos Alves Pereira Diretor](https://reader036.vdocuments.com.br/reader036/viewer/2022062700/552fc13e497959413d8ddf64/html5/thumbnails/21.jpg)
-50,0
-30,0
-10,0
10,0
30,0
Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11
CSS
CDS
21
A situação actual do mercado é difícil, com preços grossistas que impossibilitam uma remuneração adequada dos investimentos
Evolução do “spreads” - OMEL€/MWh : Jul. 2007 – Jun. 2011
Margens Muito Deprimidas devido à evolução da procura, ao excesso de capacidade e à geração das PREs
Dificuldade na Gestão dos ToP dos contratos de gás
Aumento dos custos fixos e variáveis de geração
Gás
Carvão
Gás
Carvão Gás Carvão Carvão
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Acresce que os regimes de exploração e de funcionamento das centrais são hoje muito diferentes dos tradicionais
22
Paragens e Arranque das centrais
Necessidade de variação de carga
Horas Funcionamento
Custos de O&M
Vida Útil das Centrais
“Trade-offs”
?
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Apesar das diferenças entre tecnologias as PREs colocam, em geral, desafios acrescidos a nível de gestão do sistema
23
PRO
Regul. Primária
Nuclear
PRE
EólicaSolar
PV
Solar Termoe
l.Carvão CCGT
Fuel Gas
Hídrica Cogeração
Regul. Secundária
Regul. Terciária
Fiabil. Programção
Controlo TensãoControlo Tensão
Estabilidade face Quebras
Tensão
Sim Não Não SimSim Sim SimSim Sim
Não Não Não NãoSim Sim SimSim Não
Não Não Não NãoSim Sim SimSim Algumas
Alta Baixa Baixa AltaAtla Alta AltaAlta Alta
SimFactor Pot.
Factor. Pot.
Factor. Pot.Sim Sim SimSim
Factor. Pot.
Alta Média Baixa AltaAtla Alta AltaAlta Alta
Fonte: Análise REE (Red Eléctrica de España)
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Cenários de geração hídrica:(1) Seco: IPH=0,7; %fluente=20%(2) Médio: IPH=1; %fluente=40%(3) Húmido: IPH=1,3; %fluente=60%Fonte: REE, OMEL e análise EDPR
Cenários de geração hídrica
Em situações extremas, os TSO são obrigados a cortar a injecção de energia na rede (e/ou cortar/reduzir a interligação)
Estimativa de “Curtailment” Potencial - 2020% Geração Eólica
“Curtailment” verificado - EspanhaGWh
0
50
100
150
200
250
300
2008 2009 2010
RdT RdD Falha Tensão Execedentes Geração
~0.85%
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A situação existente, obriga a repensar os mecanismos de remuneração existentes
Título1
• Repensar limites de preços:• abolir preço máximo de € 180 / MWh ?• possibilidade de preços negativos ?
• Serviços de Sistema: criar mecanismos que incentivem e recompensem:• rapidez de resposta das centrais às
necessidades do sistema (i.e. centrais de arranque rápido)
• implementação de super mínimos técnicos• grupos reversíveis de velocidade variável
• Garantia de Potência:
Evolução de um sistema de mercado puro (“energy only market”) para um sistema de pagamentos por disponibilidade ?
~ € 20,000 / MW / ano
Em discussão em Espanha o aumento deste valor e a sua aplicação a outras tecnologias
Assegurar que preços reflectem o valor real da energia
Alcançar um maior alinhamento entre os investimentos e as necessidades do sistema
Assegurar
potência de
“back up”
Maior
alinhamento da
remuneração
com as actuais
circunstâncias
de mercado
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As margens de mercado e a necessidade de maior flexibilidade forçam os geradores a equacionar todas as alternativas
Renegociação dos
Contratos de Gás
• Aumentar a flexibilidade (redução dos volumes de ToP e/ou das quantidades contratadas QAC) e/ou revisão em baixa do custo dos contratos
Melhoria dos gradientes de carga
• Aumento da flexibilidade dos grupos mediante uma maior capacidade de resposta a necessidades de variação de carga. CRJ (11 MW/mn => 16 MW/mn) e em Lares (15 MW/mn => 18 MW/mn)
Redução dos tempos de
arranque das hídricas
• Processo actualmente em curso na EDP, relativamente a algumas centrais hídricas onde este problema é mais relevante
1
3
4
Redução dos Mínimos Técnicos
• Maior flexibilidade das centrais, possibilitando 1) que se mantenham “casadas” em mercado (evitando paragens e custos respectivos) e 2) maior capacidade de oferta de serviços de sistema (mais banda). Sines (109 MW => 90 MW) em estudo na CRJ (235 MW => 200 MW)
2
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• Custos de Produção
• Comentários Finais
• Preços da Pool
• Breve Enquadramento
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Comentários Finais
O aumento massivo da geração PREs implicou um aumento significativo da volatilidade dos preços da electricidade e coloca novas desafios ao funcionamento do sector e à estabilidade do sistema;
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1
A evolução do mercado e a crescente volatilidade de preços reduz a competitividade das centrais térmicas mais antigas e mais inflexíveis;
2
As centrais térmicas são hoje sujeitas a condições de exploração e regimes de funcionamento completamente diferentes do tradicional;
3
Para responder a esta realidade, os agentes são forçados a reagir e a implementar as mais variadas medidas de flexibilidade;
4
A profundidade e o alcance destas alterações, obriga i) a repensar os esquemas de remuneração anteriores (“energy only market”), ii) a equacionar novas regras de funcionamento do mercado e iii) promover novos esquemas de remuneração da geração.
5
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Obrigado
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As tendências regulatórias apontam para um reforço na remuneração da capacidade (i.e. Garantia de Potência)
Mercado (só) de energia Mecanismo de pagamentos de capacidadeEm reforma. Em análise introdução
de pagamentos de capacidade Mercado em transição
GréciaObrigação e mercado de capacidade introduzidos
em 2005
ItáliaPagamento de
capacidade introduzido em
2004
IbériaPagamento de
capacidade desde 2007 em Espanha e 2011
em Portugal
IrlandaPagamento de
capacidade introduzido em
2005
Suécia e Finlândia
Reserva estratégica
operada pela TSO
Inglaterra e País de GalesPagamento de capacidade de
1990 a 2001Reintrodução de mecanismos
de remuneração de capacidade proposta e em consulta pública até Mar/11
PolóniaReserva
estratégica operada pela
TSO
RoméniaLeilão de
certificados de capacidade
FrançaA considerar introdução de obrigação e mercado de capacidade
• A penetração de energias renováveis confere às centrais térmicas um papel cada vez mais de back-up
• O actual desenho de mercado está mais vocacionado para a remuneração de energia, sendo por isso insuficiente para motivar o investimento em capacidade de reserva
• É necessário que o modelo de remuneração, contemple mecanismos de mercado / pagamentos de capacidade
30
Para transmitir os incentivos
correctos ao mercado, o valor
de GP deve ser tanto maior
quanto menor fôr o valor do
Índice de Cobertura