DETERMINAÇÃO DO CUSTO MARGINAL DE
REFERÊNCIA PARA CENTRAIS DE CICLO
COMBINADO A GÁS NATURAL
NORMA TÉCNICA
Fevereiro 2015
ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS
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ÍNDICE
1
ENQUADRAMENTO ....................................................................................................... 1
2
CÁLCULO DO CUSTO MARGINAL................................................................................ 3
2.1
Identificação de termos para o cálculo .......................................................................... 3
2.2
Referências a utilizar ..................................................................................................... 3
2.3
Periodicidade de apuramento e de divulgação .............................................................. 4
2.4
Fórmula de cálculo ........................................................................................................ 4
ANEXO .................................................................................................................................. 7
DETERMINAÇÃO DO CUSTO MARGINAL DE REFERÊNCIA PARA CENTRAIS CCGT - NORMA TÉCNICA
1 ENQUADRAMENTO
O Despacho n.º 4694/2014, de 1 de abril, do Secretário de Estado da Energia, veio estabelecer as regras
para a definição do preço da banda de regulação secundária, tendo como objetivo estabelecer condições
de participação concorrencial e eficiente por parte dos centros eletroprodutores na prestação daquele
serviço.
A regra geral seguida para valorização das ofertas de regulação secundária é a da indexação ao mercado
equivalente em Espanha. Todavia, como limite do preço de referência a partir do sistema espanhol,
estabelece-se que este valor não deve exceder em 20% o custo marginal estimado de produção de uma
central de ciclo combinado a gás natural. Esta estimativa, nos termos do referido Despacho, deve ser
efetuada pela ERSE e por esta divulgada mensalmente.
Tendo presente a necessidade de publicação de um valor mensal de referência para o custo marginal de
produção de uma central de ciclo combinado a gás natural importa, assim, adotar uma norma técnica que
assegure a consistência temporal dos pressupostos empregues nesse cálculo.
Este documento visa, assim, estabelecer as regras técnicas pelas quais se determina o custo marginal
estimado de produção de uma central de ciclo combinado a gás natural, clarificando todos os aspetos
integrados nesse mesmo cálculo.
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DETERMINAÇÃO DO CUSTO MARGINAL DE REFERÊNCIA PARA CENTRAIS CCGT - NORMA TÉCNICA
2 CÁLCULO DO CUSTO MARGINAL
O custo marginal de uma central de ciclo combinado a gás natural (central CCGT) integra um conjunto de
variáveis, as quais afetam o seu valor ao longo do tempo. No presente capítulo desta nota técnica
evidenciam-se:
 As variáveis ou termos utilizados no cálculo do custo marginal de referência para uma central CCGT;
 As fontes ou referências utilizadas na determinação dos termos necessários ao referido cálculo;
 As regras de periodicidade de apuramento e de agregação temporal de cada um dos termos
utilizados no cálculo; e
 A expressão geral de apuramento do custo marginal de uma central CCGT.
2.1
IDENTIFICAÇÃO DE TERMOS PARA O CÁLCULO
A determinação do custo marginal de uma central CCGT deve incorporar, como termos do seu cálculo, (i)
o custo do gás natural consumido na central para a produção elétrica, (ii) a eficiência relativa da central na
utilização da energia primária, (iii) o custo das emissões de CO2 geradas com a produção de eletricidade
e (iv) os custos de operação e manutenção da central.
O termo referente ao custo das emissões de CO2, por seu lado, depende também da valorização em
mercado das licenças de emissão de CO2 transacionadas no Comércio Europeu de Licenças de Emissão
(CELE) e do fator de emissão específico a aplicar à produção de eletricidade a partir de gás natural (que
mede a quantidade de CO2 emitido por cada unidade de energia elétrica produzida).
2.2
REFERÊNCIAS A UTILIZAR
Para efeitos do apuramento do custo marginal de uma central CCGT, consideram-se as seguintes
referências de informação e dados:
a) Custo do gás natural: para este termo, considera-se a combinação de três referências autónomas de
preço, as quais correspondem ao referencial de negociação mais próximo de Portugal (PEG SUD, nó
virtual de negociação para o sul de França), a um referencial líquido do centro da Europa
(assumindo-se o Title Transfer Facility –TTF) e ao preço do petróleo nos mercados internacionais
(assumindo-se a referência mais líquida para a Europa – cotação Brent).
As referências de preço mencionadas são utilizadas em cotação diária de fecho de mercado, conforme
divulgadas pela Thomson Reuters.
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DETERMINAÇÃO DO CUSTO MARGINAL DE REFERÊNCIA PARA CENTRAIS CCGT - NORMA TÉCNICA
b) Custo das emissões de CO2: para este termo, considera-se a cotação do contrato a futuro para entrega
em dezembro de cada ano das licenças de emissão de CO2 transacionadas no âmbito do CELE.
Esta referência de preço considera a cotação diária de fecho do mercado secundário operado na
plataforma de mercado Intercontinental Exchange (ICE).
c) Fator de emissão específico: este termo considera um valor fixo para a emissão de CO 2 com cada
unidade de energia elétrica produzida, considerando-se para o efeito o valor de 0,18 toneladas de CO2
por cada MWh térmico de gás natural consumido.
d) Custos de operação e manutenção: para este termo é utilizado um valor variabilizado da estimativa
anual de custos desta natureza, assumindo-se um custo fixo de 0,20 €/MWh de produção de
eletricidade.
2.3
PERIODICIDADE DE APURAMENTO E DE DIVULGAÇÃO
O cálculo do custo marginal de uma central CCGT é efetuado mensalmente pela ERSE, sendo divulgado
na página da internet desta entidade até dia 25 do mês seguinte ao mês a que o cálculo diga respeito.
Para efeitos de apuramento do custo marginal de uma central CCGT, considera-se que o custo do gás
natural consumido no mês a que respeite o apuramento é efetuado a partir da média de preço das
referências atrás mencionadas nos três meses anteriores. O custo do gás natural a considerar é fixo para
todo o mês a que o cálculo diga respeito.
Ainda para efeitos do apuramento do custo marginal da central CCGT, o custo das licenças de emissão
de CO2 deve considerar a média das cotações diárias do mês anterior a que o cálculo reporte. O custo
das licenças de emissão de CO2 é fixo para todo o mês a que o cálculo diga respeito.
2.4
FÓRMULA DE CÁLCULO
Tendo por base os termos de cálculo atrás enumerados, a periodicidade de apuramento do custo marginal
de uma central CCGT e as referências de dados a utilizar, a expressão geral do custo marginal pode
resumir-se do seguinte modo:
𝐶𝐶𝐺𝑇
𝐶𝑚𝑔𝑚
= 𝛾𝑚 . 𝑅𝑒𝑓𝑚 + 𝑃𝐸𝑈𝐴𝑡1
𝑚 . 𝜎𝑠 + 𝑂𝐶𝑠
Em que:
𝛾𝑚 é o parâmetro de eficiência relativa na utilização do gás natural, específico para patamar de
utilização mensal h (medido em horas de utilização por mês);
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𝑅𝑒𝑓𝑚 é o parâmetro de custeio do gás natural, considerando as respetivas referências de preço, fixo
para o mês m (expresso em € por MWh térmico);
𝑃𝐸𝑈𝐴𝑡1
𝑚 é a média das cotações diárias de fecho de mercado do mês anterior ao mês m do contrato a
futuro de dezembro de cada ano para a transação de licenças EUA (expresso em € por tonelada
métrica de CO2);
𝜎𝑠 é o parâmetro de especificação do fator de emissão específico das centrais CCGT do sistema (s),
sendo fixo no tempo (expresso em toneladas métricas de CO2 por MWh elétrico);
𝑂𝐶𝑠 é o parâmetro de especificação de outros custos variabilizados para as centrais CCGT do sistema
(s), integrando os custos de operação e manutenção, sendo fixo no tempo (expresso em € por MWh
elétrico).
Os parâmetros de eficiência relativa (𝛾𝑚 ), de custeio do gás natural (𝑅𝑒𝑓𝑚 ) e de custo das licenças de
emissão de CO2 (𝑃𝐸𝑈𝐴𝑡1
𝑚 ) são detalhados como segue:
e) Eficiência relativa
O parâmetro 𝛾𝑚 assume um valor diferenciado em função do número de horas equivalentes médio de
utilização no mês a que o cálculo diz respeito, de acordo com a seguinte tabela:
N.º de horas de
𝜸𝒎
utilização (no mês)
f)
≥ 400 h
𝜸𝒎 =
𝟏
𝟎, 𝟓𝟎𝟕
[200;400 h [
𝜸𝒎 =
𝟏
𝟎, 𝟓𝟎𝟐
[100;200 h [
𝜸𝒎 =
𝟏
𝟎, 𝟒𝟗𝟕
< 100 h
𝜸𝒎 =
𝟏
𝟎, 𝟒𝟗𝟐
Custeio do gás natural
O parâmetro 𝑅𝑒𝑓𝑚 assume um valor expresso em €/MWh térmico, dependente da cotação do gás
natural nos referenciais PEG SUD e TTF, e do petróleo Brent com a sua cotação já convertida em
Euros1 e com o poder calorífico de um barril já expresso em MWh térmico2, de acordo com a seguinte
expressão:
1
Na conversão da cotação para Euros é utilizada a cotação cambial EUR/USD de fecho do mesmo dia.
2
A conversão do poder calorífico de um barril de petróleo assume que este corresponde a 6,1194 GJ, o que equivale
a aproximadamente 1,69983 MWht.
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𝑡3
𝑅𝑒𝑓𝑚 = 0,2 × 𝐵𝑅𝑇𝑚𝑡3 + 0,5 × 𝑃𝑆𝑈𝐷𝑚
+ 0,3 × 𝑇𝑇𝐹𝑚𝑡3 , em que
𝐵𝑅𝑇𝑚𝑡3 corresponde à média das cotações diárias de fecho de mercado dos três meses anteriores ao
mês m, do preço do crude Brent, já expresso em €/MWh térmico a partir de dados divulgados pela
Thomson Reuters (cotação Brent em USD/bbl e cotação EUR/USD);
𝑡3
𝑃𝑆𝑈𝐷𝑚
corresponde à média das cotações diárias de fecho de mercado dos três meses anteriores ao
mês m, do preço do gás natural no nó virtual de transação PEG SUD, expresso em €/MWh térmico e
divulgado pela Thomson Reuters;
𝑇𝑇𝐹𝑚𝑡3 corresponde à média das cotações diárias de fecho de mercado dos três meses anteriores ao
mês m, do preço do gás natural no nó virtual de transação Title Transfer Facility (TTF), expresso em
€/MWh térmico e divulgado pela Thomson Reuters.
g) Custeio das licenças de CO2
O valor do parâmetro 𝑃𝐸𝑈𝐴𝑡1
𝑚 corresponde à média das cotações diárias de fecho de mercado do mês
anterior ao mês m do contrato a futuro de dezembro de cada ano para a transação de licenças EUA.
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ANEXO
A publicação mensal do custo marginal de uma central CCGT será efetuada pela ERSE com a publicação
dos seguintes termos e respetiva tabela:
Nos termos previstos no Despacho n.º 4694/2014, de 1 de abril, do Secretário de Estado da Energia,
publica-se o custo marginal de referência estimado para uma central de ciclo combinado a gás natural.
Custo marginal estimado de central CCGT
Mês de:
𝐶𝐶𝐺𝑇
𝐶𝑚𝑔𝑚
- valor (do custo marginal) [€/MWh]:
Mês de 20XX
xx,xx €/MWh
Termos utilizados no cálculo
𝛾𝑚 – eficiência relativa no mês m:
1/x,xxx
𝑅𝑒𝑓𝑚 – custo do gás natural para o mês m:
xx,xx €/MWht
𝐵𝑅𝑇𝑚𝑡3 – preço do crude Brent para o mês m:
xx,xx €/MWht
𝑡3
𝑃𝑆𝑈𝐷𝑚
– preço de GN no nó PEG SUD para o mês m:
xx,xx €/MWht
𝑇𝑇𝐹𝑚𝑡3 - preço de GN no nó TTF para o mês m:
xx,xx €/MWht
𝑃𝐸𝑈𝐴𝑡1
𝑚 – custo das licenças de emissão para o mês m:
xx,xx €/tonCO2
𝜎𝑠 – fator de emissão de CO2 para o mês m:
𝑂𝐶𝑠 – custos de O&M para o mês m:
7
x,xxx tonCO2/MWh
0,20 €/MWh