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Experiências do Brasil e Portugal no Setor Elétrico
Impactos da geração intermitente no sistema elétrico
• Implicações no despacho de energia
Rio de Janeiro, 7 de Julho de 2011
J. Allen Lima
Agenda
Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a
volatilidade da geração
Gestão dinâmica do sistema – serviços
complementares
Conclusões
Direcção de Gestão do Risco
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Evolução do sistema elétrico português
Três períodos até ao presente
Até 1951:
Predominância térmica;
Geração distribuída;
Inexistência de rede de transmissão.
1951 até 1985:
Predominância hidráulica;
Apoio térmico;
Geradores interligados via rede de transmissão e de interligação com Espanha.
1985 até 2005:
Predominância térmica;
Aparecimento das Centrais de Ciclo Combinado a Gás Natural;
Tendência para a integração regional de Mercados Atacadistas de Electricidade.
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Evolução do sistema elétrico português
E agora?
Geração Térmica e Hídrica anual
Geração Térmica e Hídrica + Produção em Regime
Especial (PRE) e Saldo Importador anuais
Térmica
Hidráulica
Fontes alternativas
(PRE)
Saldo Importador
Volatilidade de geração hidraulica: sazonal e anual;
Indispensável geração térmica de apoio (back up).
Direcção de Gestão do Risco
Volatilidade de geração eólica e fotovoltaica: diária;
Indispensável geração térmica ou híidraulica de apoio
(back up).
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Evolução do sistema elétrico português
MIBEL – Mercado Ibérico de Eletricidade / Brasil
Capacidade de geração instalada
MIBEL – Mercado Ibérico de Eletricidade (Portugal &
Espanha) tem uma capacidade semelhante à do Brasil
(em energia é da ordem de 70% do consumo do Brasil).
Fontes alternativas
No MIBEL a capacidade instalada de fontes alternativas
(eólica e outras – PCH e biomassa) é muito superior.
Fonte Brasil: Plano Decenal de Expansão Energética 2020
Ministério de Minas e Energia / epe
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Agenda
Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a
volatilidade da geração
Gestão dinâmica do sistema – serviços
complementares
Conclusões
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Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração
Geração hídrica: ano seco – ano húmido
Geração Hídrica anual
Nível de armazenamento nas albufeiras
100% ≈ 340MWmed
+53%
média
-53%
Volatilidade de geração hidraulica: sazonal e anual;
Indispensável térmica de apoio (back up);
Ano húmido – seco corresponde a variações de +/- 53%
em relação à média.
Direcção de Gestão do Risco
Capacidade de armazenamento reduzida:
Energia armazenável máxima / carga de energia
0,06 (Brasil da ordem de 5 vezes);
Baixa capacidade de transferência entre estações do
ano; variação máxima anual ≈140MWmed e Brasil
≈90GWmed, 1,5 vezes a carga de energia.
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Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração
Geração hídrica: ano seco – ano húmido
Satisfação da carga de demanda máxima anual
Apoio térmico (back up) : potência / energia
2350MW
Ano húmido
0 horas
equivalentes
Ano seco
≈ 2400 horas
equivalentes
5600GWh
Potência hidráulica ≈ 5000MW;
Potência garantida para a carga máxima ≈ 2750MW
Potência térmica de back up ≈ 2350MW para garantir
uma potência garantida igual à da hidráulica instalada.
A geração hidráulica reduz custos de importação de
combustíveis e de emissões de CO2.
Mas, como pagar este “seguro” para ano seco?
Nota: O cálculo correto seria por meio de estudo LOLP – Loss of Load
Probability; usou-se 50% e 75%da capacidade instalada para a hidráulica
convencional e com bombagem (e 95% para a térmica).
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Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração
Potência - energia
Dia da carga de demanda máxima do ano (2010)
Histograma de carga de demanda e potência de
geração (2010)
Potência de geração
Carga de demanda
PRE +
Hídrica
PRE
Dia de maior consumo de 2010; todas as tecnologias
contribuíram para a satisfação do consumo; maior
exportação do que importação de Espanha.
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Geração instalada 1,9 vezes a demanda máxima;
Geração PRE, regime não controlado, 1,6 vezes a
demanda mínima de consumo ; PRE + Hídrica 2,9 vezes a
demanda mínima e 1,1 vezes a máxima. Risco de
excedentes de geração em off peak. Como resolver?
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Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração
Contribuição das fontes alternativas (PRE) e da geração eólica (PRE eólica)
Carga de demanda e correspondente geração eólica:
Janeiro 2010
Geração eólica – estatística de potência (2010)
Carga de demanda
PRE
PRE - eólica
Fonte: REN – Redes Energéticas Nacionais (Transmissão de energia)
Volatilidade de geração eólica é diária; valor médio mais
estável do que geração hídrica;
Reduz custo de combustíveis e de CO2;
Nas horas de maior consumo, pode não haver vento –
necessidade de apoio térmico ou hídrico (back up).
Geração eólica instalada ≈ 3500MW;
Há 95% de probabilidade de ser inferior a 119MW;
Potência garantida para a ponta ≈ 6% da instalada:
210MW, necessidade de back up 3290MW;
Como pagar este “seguro” para falta de vento?
Nota: O cálculo correto seria por meio de estudo LOLP – Loss of
Load Probability.
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Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração
Apoio à geração eólica por usinas hidrelétricas reversíveis
Histograma de preços spot médios em semana de Verão
e de Inverno (Portugal 2010)
Correlação bombagem – geração eólica off peak
(Portugal 2010)
Inverno
Verão
Horas c/
preço <
preço max * 
Horas c/ preço <
preço max * 
Cenário
mais realista
O armazenamento bombeado apenas é
economicamente rentável se o diferencial de preço
compensar o rendimento  (usou-se 70%);
As horas teóricas não são totalmente possíveis, devido a
risco de verter – Inverno principalmente - e ciclos de
bombeado mais do tipo diário / semanal.
Direcção de Gestão do Risco
As usinas hidrelétricas reversíveis têm a vantagem
simultânea de back up da geração eólica e de evitar
geração excedente em períodos off peak;
De momento a capacidade é insuficiente; subsiste o
problema da baixa capacidade de armazenagem.
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Agenda
Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a
volatilidade da geração
Gestão dinâmica do sistema – serviços
complementares
Conclusões
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Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares
Desequilíbrios de geração – carga de demanda
Sistema interligado sincronamente UCTE – Union for the Coordination of Transmission of Electricity(*)
Regras básicas UCTE
Reserva primária: regulação de potência – frequência de
geração para equilíbrio automático de geração – carga
de demanda no sistema síncrono interligado; reserva de
solidariedade para os primeiros instantes, após
desequilíbrio (até 30 segundos);
MERCADO de SERVIÇOS COMPLEMENTARES
Reserva secundária: reserva girante necessária para
manter o equilíbrio geração – consumo de cada Área de
Regulação, corrigindo os desvios relativos ao programa
de intercâmbio Portugal - Espanha; actua normalmente
por tele – regulação a partir do Despacho e deve
restaurar o equilíbrio em 15 minutos;
Banda de regulação: €/MW
Regulação secundária a subir ou descer : €/MWh
Reserva terciária: que pode ser accionada em 15 minutos
e durar até 2 horas, devendo compensar a reserva
secundária utilizada;
Regulação terciária a subir ou descer : €/MWh
A falha do gerador mais potente da Área portuguesa
(430MW) deve ser recuperada em 15 minutos (reserva
secundária e terciária).
(*) – Presentemente integrada na ENTSO-E (European Network of
Transmission System Operators for Electricity).
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Notas: Reserva secundária UCTE para Portugal (2010):
SQRT(10*Lmax+150^2)-150 ≈ 120MW (Lmax = 9400MW demanda
máxima).
Segundo a EWEA – European Wind Energy Association, 2005, uma
penetração de geração eólica de 20% (Portugal 2010, 17%) exige um
adicional de reserva de 7% da capacidade eólica instalada (245MW,
Portugal 2010).
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Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares
Desvios de previsão de consumo e de geração eólica – Mercado de Desvios
REN: Previsão de carga de demanda (sem fontes
alternativas) em 2010-01-11
REN: Previsão de geração eólica em 2010-01-11
Desvio máximo
≈ 500MW (5% da
carga total
máxima do dia)
Desvio máximo
≈ 250MW (25% da
geração eólica
Máxima do dia)
Fonte: REN – Redes Energéticas Nacionais (Transmissão de energia)
Fonte: REN – Redes Energéticas Nacionais (Transmissão de energia)
O MERCADO de DESVIOS é chamado para resolver problemas de desvios entre o último programa validado de geração e a
realidade, entre Mercados Intradiários (6 sessões por dia – quando o mercado spot funcionar em contínuo, deixa de ser necessário o
Mercado de Desvios e Intradiário).
Custo da gestão de desvios a subir ou descer: €/MWh.
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Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares
Custo dos serviços de ajuste
REE: restrições técnicas; banda de regulação secundária;
regulação secundária e terciária; gestão de desvios
REN: semana de 28 de Maio a 3 de Junho 2011
Fonte: REE – Red Eléctrica de España (Transmissão de energia)
Ano 2006 foi anormal, devido a litígio entre a Iberdrola e o
Governo espanhol;
Sem esse efeito, os serviços de ajuste têm mantido
estabilidade e custam da ordem de 2,5 €/MWh, cerca de
5,4% do custo total de energia no mercado spot.
Nota: Segundo a EWEA – European Wind Energy Association,
2005, uma penetração de geração eólica acima de 10%
(Portugal 2010, 17%) implica um custo de regulação de 3 a
4€/MWh.
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Agenda
Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a
volatilidade da geração
Gestão dinâmica do sistema – serviços
complementares
Conclusões
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Conclusões
Evolução do sistema elétrico português
O sistema português está novamente a voltar à predominância de geração renovável, dentro da
política europeia para redução de emissões de CO2;
Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração
A volatilidade sazonal e anual da geração hidráulica tem de ser compensada com capacidade
térmica instalada, de forma a garantir um nível de segurança adequado para a satisfação da carga
de demanda em anos secos;
O grande crescimento em geração eólica introduz volatilidade diária, sendo também necessário
capacidade térmica ou hidráulica de apoio; as usinas hidrelétricas reversíveis têm ainda a
vantagem de ajudar a solucionar eventuais excedentes de geração em períodos off peak;
O investimento em capacidade de apoio térmico ou hidráulico é o custo mais importante da
volatilidade da geração renovável e tem que ser tido em conta no planejamento otimizado da
geração (por contrapartida a redução de custo de combustível e de licenças de CO2);
Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares
A boa previsão da carga de demanda e da geração renovável para o dia seguinte é fundamental
para o bom funcionamento do mercado atacadista e reduzir riscos para a segurança do sistema;
Os operadores das redes de transmissão dispõem de mercados de desvios e de serviços
complementares para a resolução adequada de desequilíbrios geração – demanda que podem
sempre acontecer.
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