Work Shop Experiências do Brasil e Portugal no Setor Elétrico

Apresentação em tema: "Work Shop Experiências do Brasil e Portugal no Setor Elétrico"— Transcrição da apresentação:

1 Work Shop 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

2 Agenda Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares Conclusões

3 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.

4 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 Fontes alternativas (PRE) Saldo Importador Volatilidade de geração eólica e fotovoltaica: diária; Indispensável geração térmica ou híidraulica de apoio (back up). Térmica Hidráulica Volatilidade de geração hidraulica: sazonal e anual; Indispensável geração térmica de apoio (back up).

5 Evolução do sistema elétrico português
MIBEL – Mercado Ibérico de Eletricidade / Brasil Capacidade de geração instalada Fontes alternativas No MIBEL a capacidade instalada de fontes alternativas (eólica e outras – PCH e biomassa) é muito superior. 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). Fonte Brasil: Plano Decenal de Expansão Energética 2020 Ministério de Minas e Energia / epe

6 Agenda Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares Conclusões

7 Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração
Geração hídrica: ano seco – ano húmido Geração Hídrica anual Nível de armazenamento nas albufeiras 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. 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.

8 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 A geração hidráulica reduz custos de importação de combustíveis e de emissões de CO2. Mas, como pagar este “seguro” para ano seco? 2350MW 5600GWh Ano seco ≈ 2400 horas equivalentes Ano húmido 0 horas 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. 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).

9 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) 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? 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.

10 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) 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. Fonte: REN – Redes Energéticas Nacionais (Transmissão de energia) Carga de demanda PRE PRE - eólica 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).

11 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) 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. Inverno Horas c/ preço < preço max *  Verão 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.

12 Agenda Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares Conclusões

13 Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares
Desequilíbrios de geração – carga de demanda Sistema interligado sincronamente UCTE – Union for the Co-ordination 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). 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). (*) – Presentemente integrada na ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity).

14 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 REN: Previsão de geração eólica em 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.

15 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.

16 Agenda Evolução do sistema elétrico português
Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares Conclusões

17 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.