Work Shop “Experiências do Brasil e Portugal no Sector Elétrico”
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
[email protected]
Agenda
• Breve Enquadramento
• Preços da Pool
• Custos de Produção
• Comentários Finais
2
• Breve Enquadramento
• Preços da Pool
• Custos de Produção
• Comentários Finais
3
A criação de mercados regionais e a cooperação supraregional,
é uma tendência crescente no sector elétrico Europeu
Principais Dificuldades
369
Níveis de interligação entre países
Diferenças regulatórias
354
Modelos de supervisão
527
Pela sua dimensão, o Mibel é um mercado
486
relevante a nível Europeu e o grau de
311
318
integração entre Portugal e Espanha é hoje
muito elevado
Fonte: Dados Eurostat (valores relativos a 2009)
4
Os fortes investimentos realizados nos últimos anos aumentaram,
significativamente, a margem de reserva do sistema na ibéria
Capacidade Instalada na Ibéria
(GW)
120
Nuclear
100
Forte crescimento PREs
Hídrica
80
Forte crescimento CCGTs
60
CCGT
Carvão
40
20
Fuel/Gasóleo
Manutenção restantes tecnologias
PRE
0
2000
2002
Crescimento Anual
(2005 – 2010)
2004
2006
Procura
2008
1.2%
2010
Capacidade
6.6%
PREs
13.1%
5
Na Ibéria, a geração PRE (grande hídrica excluída) satisfez
cerca de 33% do consumo em 2010
PRE’s - Capacidade Instalada na Ibéria
Taxa Crescimento
(GW)
CAGR %
X4
40
Biomassa / Resíduos
12.6%
Hídrica
3.6%
30
25.7%
20
Eólica
10
Solar
N.A.
Cogeração
3.3%
0
2000
2002
2004
2006
2008
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
6
O enquadramento referido, implica que as centrais térmicas
tenham níveis de funcionamento cada vez mais reduzidos
Satisfação da Procura
Ordem de mérito de tecnologias
Load Factors Centrais Térmicas
Nº de horas funcionamento (carvão e gás)
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,613 h
2,000
1,000
0
2005
crescimento
moderado
2006
2007
2008 2009 E 2010 E 2011 E 2012 E
Evolução Esperada
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
7
• Breve Enquadramento
• Preços da Pool
• Custos de Produção
• Comentários Finais
8
Como em muitos outros mercados, os preços no OMEL são
fixados pelo encontro da oferta e da procura
Mercado spot – “Day ahead”
Mercado marginalista
Preços horários
Preço (tendencialmente) Ibérico
9
Embora com um peso crescente, a contribuição da eólica para
a satisfação da procura é muito incerta e extremamente volátil
% Procura Satisfeita com Energia Eólica
Ibéria: 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 “backup” de origem térmica
Maiores exigências de arranqueparagem e de variação de carga das
centrais
Imprevisibilidade
Flexibilidade
Volatilidade
10
Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas
de muito vento e elevada hidraulicidade
Interligação
Portugal / Espanha
Preço Diário no OMEL
€ 93,35/MWh
ESP
80,0
PORT
60,0
Não Esgotada
€/MWh
Preço Único Ibérico
Esgotada
40,0
20,0
€ 2,47/MWh
Preço Portugal
Preço Espanha
0,0
Jul-07
Jan-08
Jul-08
Jan-09
Jul-09
Jan-10
Jul-10
Jan-11
Jul-11
Arranque
do Mibel
11
Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas
de muito vento e elevada hidraulicidade (cont.)
Variação
Elevada
Preços
Extremos
Preços
Negativos
Fontes: OMEL (Portugal) e EEX (Alemanha)
12
Na Ibéria, têm ocorrido situações de “Preço Zero” devido à
combinação de procura baixa com elevada hídrica e eólica
Procura Electricidade
Baixa
2010
Jan
Mar
Apr
Jun
Sep
Horas de Preço Zero
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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0
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0
0
0
0
Dec
1
6
12
18
Produção Hídrica e Eólica
Mar
Apr
Jun
Sep
Dec
0
0
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0
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1
6
12
18
0
0
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0
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0
0
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0
0
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0
0
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0
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0
0
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0
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0
0
0
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0
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0
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0
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0
0
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Jan
Mar
Apr
Jun
2010
Jan
2010
-
24
Alta
Sep
Dec
1
6
12
18
24
24
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)
13
Nas horas de “preço zero” verificaram-se níveis elevados de
utilização das centrais nucleares e hídricas de fio-de-água
Geração face à capacidade instalada nas horas de “Preço Zero”
%, 2009-2011
Portugal
P90
P50
Espanha
P90
P50
P10
P10
14
A intermitência crescente da geração, tem implicado o reforço
da importância relativa dos Serviços de Sistema
Receitas em Mercado
1
“Pool” - OMEL
Preço Diário
Preço Intradiários
2
Preço
Banda
Procura Diária
(MW)
Serviços Sistema - TSO
Preço
Secundária
Preço
Terciária
Ajustes
Procura Real
Procura Estimada
(dia anterior)
0 – 24 horas
~ 75% receitas CCGTs em mercado
~ 25% das receitas CCGTs em mercado
15
A intermitência crescente da geração, tem implicado o reforço
da importância relativa dos Serviços de Sistema (Cont.)
Secundária Mobilizada Vs Geração Eólica
Terciária Mobilizada Vs Geração Eólica
Espanha: Jan. 2009 – Mar. 2011
290
800
270
700
Regulação Terciária (GWh)
Regulação Secundária (GWh)
Espanha: Jan. 2009 – Mar. 2011
250
230
210
190
600
500
400
300
170
200
150
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
Produção Eólica (GWh)
Produção Eólica (GWh)
Custo para o Sistema (M€)
Espanha: 2007 – 2010
Os dados demonstram que, em
1.067
736
717
períodos de elevada geração
eólica, é maior o volume de
588
energia Secundária e de energia
Terciária mobilizada
2007
2008
2009
2010
16
• Breve Enquadramento
• Preços da Pool
• Custos de Produção
• Comentários Finais
17
Ao nível actual de preço das commodities algumas PREs e a
eólica, em particular, oferecem preços competitivos
Custo Médio p/Tecnologia - Portugal
CCGTs – Custo de Novos Entrantes
€/MWh - 2011
€/MWh – 2º Semestre 2011
340.3
98,8
67,8
81.9
RSU
91.2
93.8
Hídrica
Eólica
105.6
110.6
111.1
Cogeração
Biogás
Biomassa
Fotovoltaica
Var. Gás
Var. CO2 O&M / ATR Total Var. O&M / ATR Retorno
Var.
Fixo
Investim.
Total
18
Após a correcção de 2008 o preço das commodities retomou,
quase de imediato, a tendência de crescimento anterior
Evolução da Cotação API #2
Evolução da Cotação Dated Brent
$usd/ton.
250,0
200,0
$usd/ton.
Min.
57.91
Máx
219.37
160,0
x 3.8
Min.
33.65
Máx
144.22
x 4.3
120,0
150,0
80,0
100,0
40,0
50,0
0,0
0,0
Jan-08
Jul-08
Jan-09
Jul-09
Jan-10
Jul-10
Jan-08
Jan-11
Evolução da Cotação CO2
Min.
7.98
Máx
28.73
x 3.6
10,0
1,30
0,0
1,10
Jan-09
Nota: Cotações média semanais
Jul-09
Jan-10
Jan-10
Jul-10
Jan-11
€/Usd $
1,50
Jul-08
Jul-09
1,70
20,0
Jan-08
Jan-09
Evolução da Cotação Câmbio
€/ton.
30,0
Jul-08
Jul-10
Jan-11
Jan-08
Jul-08
Jan-09
Jul-09
Jan-10
Min.
1.194
Máx
1.599
Jul-10
Jan-11
19
O custo do CO2 é determinante para a competitividade relativa
(“fuel-switching”) entre o carvão e o gás
Inversão
da com
Ordem
Custo
marginal
CO2de Mérito
Custo marginal sem CO2
Eur/MWh
Eur/MWh
sobrecusto CO2
custo marginal
O custo do
Carvão é, em
geral, mais
barato…
Nuclear
Carvão
CCGT
Fuel
Nuclear
Factor de emissão
ton CO2/MWh
… mas dependendo
do preço do CO2
pode ser o gás
(CCGT)
Carvão
CCGT
Fuel
1.00
0.37
0.80
Os preços relativos do carvão, do brent e do CO2, são um factor da máxima relevância
para os “economics” do negócio eléctrico na Europa
20
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
30,0
CSS
CDS
10,0
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
-10,0
-30,0
-50,0
Jul-07
Jan-08
Carvão
Jul-08
Gás
Jan-09
Jul-09
Gás
Jan-10
Jul-10
Carvão
Jan-11
Jul-11
Aumento dos custos fixos e variáveis de
geração
Carvão
Carvão
Gás
21
Acresce que os regimes de exploração e de funcionamento
das centrais são hoje muito diferentes dos tradicionais
Paragens e Arranque
das centrais
Necessidade de
variação de carga
Horas Funcionamento
Custos de O&M
“Trade-offs”
? Vida Útil das Centrais
22
Apesar das diferenças entre tecnologias as PREs colocam, em
geral, desafios acrescidos a nível de gestão do sistema
PRO
PRE
Nuclear
Hídrica
Carvão
CCGT
Fuel Gas
Eólica
Solar
PV
Regul. Primária
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Não
Não
Sim
Sim
Regul. Secundária
Não
Sim
Sim
Sim
Sim
Não
Não
Não
Não
Regul. Terciária
Não
Sim
Sim
Sim
Sim
Não
Não
Não
Algumas
Fiabil. Programção
Alta
Alta
Atla
Alta
Alta
Baixa
Baixa
Alta
Alta
Controlo Tensão
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Factor
Pot.
Factor.
Pot.
Factor.
Pot.
Factor.
Pot.
Estabilidade face
Quebras Tensão
Alta
Alta
Atla
Alta
Alta
Média
Baixa
Alta
Alta
Fonte: Análise REE (Red Eléctrica de España)
Solar
Termoel. Cogeração
23
Em situações extremas, os TSO são obrigados a cortar a
injecção de energia na rede (e/ou cortar/reduzir a interligação)
“Curtailment” verificado - Espanha
Estimativa de “Curtailment” Potencial - 2020
GWh
% Geração Eólica
~0.85%
300
250
200
150
100
50
0
2008
RdT
2009
RdD
Falha Tensão
2010
Execedentes Geração
Cenários de geração hídrica
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
24
A situação existente, obriga a repensar os mecanismos de
remuneração existentes
Título1
Assegurar
potência de
“back up”
• Garantia de Potência:
Evolução de um sistema de mercado puro
(“energy only market”) para um sistema de
pagamentos por disponibilidade ?
• Repensar limites de preços:
• abolir preço máximo de € 180 / MWh ?
Maior
• possibilidade de preços negativos ?
~ € 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
alinhamento da
remuneração
com as actuais
• Serviços de Sistema: criar mecanismos que
incentivem e recompensem:
circunstâncias
• rapidez de resposta das centrais às necessidades
do sistema (i.e. centrais de arranque rápido)
de mercado
Alcançar um maior
alinhamento entre os
investimentos e as
necessidades do sistema
• implementação de super mínimos técnicos
• grupos reversíveis de velocidade variável
25
As margens de mercado e a necessidade de maior flexibilidade
forçam os geradores a equacionar todas as alternativas
1
Renegociação
dos Contratos
de Gás
2
3
4
• Aumentar a flexibilidade (redução dos volumes de ToP e/ou das quantidades
contratadas QAC) e/ou revisão em baixa do custo dos contratos
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)
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
26
• Breve Enquadramento
• Preços da Pool
• Custos de Produção
• Comentários Finais
27
Comentários Finais
1
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;
2
A evolução do mercado e a crescente volatilidade de preços reduz a
competitividade das centrais térmicas mais antigas e mais inflexíveis;
3
As centrais térmicas são hoje sujeitas a condições de exploração e regimes
de funcionamento completamente diferentes do tradicional;
4
Para responder a esta realidade, os agentes são forçados a reagir e a
implementar as mais variadas medidas de flexibilidade;
5
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.
28
Obrigado
29
As tendências regulatórias apontam para um reforço na
remuneração da capacidade (i.e. Garantia de Potência)
Irlanda
Pagamento de
capacidade
introduzido em
2005
Inglaterra e País de Gales
Pagamento de capacidade
de 1990 a 2001
Reintrodução de mecanismos
de remuneração de
capacidade proposta e em
consulta pública até Mar/11
França
A considerar
introdução de
obrigação e
mercado de
capacidade
Ibéria
Pagamento de
capacidade
desde 2007 em
Espanha e 2011
em Portugal
Suécia e Finlândia
Reserva estratégica
operada pela TSO
Polónia
Reserva
estratégica
operada pela
TSO
Roménia
Leilão de
certificados de
capacidade
Itália
Pagamento de
capacidade
introduzido em 2004
Mercado (só) de energia
Em reforma. Em análise introdução
de pagamentos de capacidade
Grécia
Obrigação
e mercado
de
capacidade
introduzidos
em 2005
Mecanismo de pagamentos de
capacidade
Mercado em transição
• 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
Para transmitir os incentivos
correctos ao mercado, o valor
de GP deve ser tanto maior
quanto menor fôr o valor do
Índice de Cobertura
30