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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.

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1 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”

2 Agenda • Custos de Produção • Comentários Finais • Preços da Pool • Breve Enquadramento 2

3 • Custos de Produção • Comentários Finais • Preços da Pool • Breve Enquadramento 3

4 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 Fonte: Dados Eurostat (valores relativos a 2009) 4

5 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%

6 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) 6 Taxa Crescimento CAGR % 3.3% 12.6% 3.6% 25.7% N.A. X 4

7 Satisfação da Procura Ordem de mérito de tecnologias Evolução Esperada crescimento moderado Load Factors Centrais Térmicas Nº de horas funcionamento (carvão e gás) Os compromissos e metas assumidas (i.e. objectivo ) 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 7 2,613 h

8 • Custos de Produção • Comentários Finais • Preços da Pool • Breve Enquadramento 8

9 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

10 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 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 “back- up” de origem térmica Maiores exigências de arranque- paragem e de variação de carga das centrais Flexibilidade Imprevisibilidade Volatilidade

11 11 Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas de muito vento e elevada hidraulicidade Arranque do Mibel € 2,47/MWh € 93,35/MWh Preço Diário no OMEL €/MWh

12 12 Fontes: OMEL (Portugal) e EEX (Alemanha) Preços Negativos Preços Extremos Variação Elevada Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas de muito vento e elevada hidraulicidade (cont.)

13 Procura Electricidade 2010 Horas de Preço Zero Jan Mar Apr Jun Sep Dec Jan Mar Apr Jun Sep Dec Jan Mar Apr Jun Sep Dec Produção Hídrica e Eólica 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

14 Nas horas de “preço zero” verificaram-se níveis elevados de utilização das centrais nucleares e hídricas de fio-de-água PortugalEspanha Geração face à capacidade instalada nas horas de “Preço Zero” %, P 10 P 50 P 90 P 10 P 50 P 90 14

15 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 Secundária Preço Terciária Procura Diária (MW) 0 – 24 horas Procura Estimada (dia anterior) Procura Real Ajustes 12 ~ 75% receitas CCGTs em mercado~ 25% das receitas CCGTs em mercado

16 16 A intermitência crescente da geração, tem implicado o reforço da importância relativa dos Serviços de Sistema (Cont.) Secundária Mobilizada Vs Geração Eólica Espanha: Jan – Mar Terciária Mobilizada Vs Geração Eólica Espanha: Jan – Mar 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

17 • Custos de Produção • Comentários Finais • Preços da Pool • Breve Enquadramento 17

18 Ao nível actual de preço das commodities algumas PREs e a eólica, em particular, oferecem preços competitivos Custo Médio p/Tecnologia - Portugal €/MWh CCGTs – Custo de Novos Entrantes €/MWh – 2º Semestre

19 Nota: Cotações média semanais 19 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 Min. Máx Min. Máx Min. Máx x 3.8 x 3.6 x 4.3

20 Inversão da Ordem de Mérito Custo marginal sem CO2 Custo marginal com CO2 Eur/MWh 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 Factor de emissão ton 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

21 21 A situação actual do mercado é difícil, com preços grossistas que impossibilitam uma remuneração adequada dos investimentos Evolução do “spreads” - OMEL €/MWh : Jul – Jun 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 CarvãoGásCarvão

22 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” ?

23 Apesar das diferenças entre tecnologias as PREs colocam, em geral, desafios acrescidos a nível de gestão do sistema 23 PRO Regul. Primária Nuclear PRE Eólica Solar PV Solar Termoel. CarvãoCCGTFuel GasHídrica Cogeração Regul. Secundária Regul. Terciária Fiabil. Programção Controlo Tensão Estabilidade face Quebras Tensão Sim Não Sim Não Sim Não Sim Algumas Alta Baixa Alta AtlaAlta Sim Factor Pot. Factor. Pot. Sim Factor. Pot. Alta MédiaBaixa Alta AtlaAlta Fonte: Análise REE (Red Eléctrica de España)

24 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 % Geração Eólica “Curtailment” verificado - Espanha GWh ~0.85% 24

25 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 25

26 26 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 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

27 • Custos de Produção • Comentários Finais • Preços da Pool • Breve Enquadramento 27

28 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; 28 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

29 Obrigado 29

30 As tendências regulatórias apontam para um reforço na remuneração da capacidade (i.e. Garantia de Potência) Mercado (só) de energia Mecanismo de pagamentos de capacidade Em reforma. Em análise introdução de pagamentos de capacidade Mercado em transição Grécia Obrigação e mercado de capacidade introduzidos em 2005 Itália Pagamento de capacidade introduzido em 2004 Ibéria Pagamento de capacidade desde 2007 em Espanha e 2011 em Portugal Irlanda Pagamento de capacidade introduzido em 2005 Suécia e Finlândia Reserva estratégica operada pela TSO 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 Polónia Reserva estratégica operada pela TSO Roménia Leilão de certificados de capacidade França A 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


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