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J. Allen Lima Work Shop Experiências do Brasil e Portugal no Setor Elétrico Impactos da geração intermitente no sistema elétrico Implicações no despacho.

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1 J. Allen Lima 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 Direcção de Gestão do Risco Evolução do sistema elétrico português Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares Conclusões Agenda 2

3 Direcção de Gestão do Risco 3 Três períodos até ao presente Evolução do sistema elétrico português Até 1951: Predominância térmica; Geração distribuída; Inexistência de rede de transmissão até 1985: Predominância hidráulica; Apoio térmico; Geradores interligados via rede de transmissão e de interligação com Espanha até 2005: Predominância térmica; Aparecimento das Centrais de Ciclo Combinado a Gás Natural; Tendência para a integração regional de Mercados Atacadistas de Electricidade.

4 Direcção de Gestão do Risco 4 E agora? Evolução do sistema elétrico português Geração Térmica e Hídrica anual Térmica Hidráulica Volatilidade de geração hidraulica: sazonal e anual; Indispensável geração térmica de apoio (back up). 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).

5 Direcção de Gestão do Risco 5 MIBEL – Mercado Ibérico de Eletricidade / Brasil Evolução do sistema elétrico português 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

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

7 Direcção de Gestão do Risco 7 Geração hídrica: ano seco – ano húmido Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Geração Hídrica anual 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. média +53% -53% 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

8 Direcção de Gestão do Risco 8 Geração hídrica: ano seco – ano húmido Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Satisfação da carga de demanda máxima anual 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. Apoio térmico (back up) : potência / energia A geração hidráulica reduz custos de importação de combustíveis e de emissões de CO 2. Mas, como pagar este seguro para ano seco ? 2350MW 5600GWh Ano seco 2400 horas equivalentes Ano húmido 0 horas equivalentes 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 Direcção de Gestão do Risco 9 Potência - energia Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Dia da carga de demanda máxima do ano (2010) Dia de maior consumo de 2010; todas as tecnologias contribuíram para a satisfação do consumo; maior exportação do que importação de Espanha. 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

10 Direcção de Gestão do Risco 10 Contribuição das fontes alternativas (PRE) e da geração eólica (PRE eólica) Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Carga de demanda e correspondente geração eólica: Janeiro 2010 Volatilidade de geração eólica é diária; valor médio mais estável do que geração hídrica; Reduz custo de combustíveis e de CO 2 ; Nas horas de maior consumo, pode não haver vento – necessidade de apoio térmico ou hídrico (back up). Carga de demanda PRE PRE - eólica 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)

11 Direcção de Gestão do Risco 11 Apoio à geração eólica por usinas hidrelétricas reversíveis Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Histograma de preços spot médios em semana de Verão e de Inverno (Portugal 2010) 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. Inverno Verão Horas c/ preço < preço max * Horas c/ preço < preço max * 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. Cenário mais realista

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

13 Direcção de Gestão do Risco 13 Desequilíbrios de geração – carga de demanda Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares 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). Sistema interligado sincronamente UCTE – Union for the Co- ordination of Transmission of Electricity(*) (*) – Presentemente integrada na ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity). Notas: Reserva secundária UCTE para Portugal (2010): SQRT(10*Lmax+150^2) MW (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).

14 Direcção de Gestão do Risco 14 Desvios de previsão de consumo e de geração eólica – Mercado de Desvios Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares REN: Previsão de carga de demanda (sem fontes alternativas) em REN: Previsão de geração eólica em 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. 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)

15 Direcção de Gestão do Risco 15 Custo dos serviços de ajuste Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares REE: restrições técnicas; banda de regulação secundária; regulação secundária e terciária; gestão de desvios 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. REN: semana de 28 de Maio a 3 de Junho 2011 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. Fonte: REE – Red Eléctrica de España (Transmissão de energia)

16 Direcção de Gestão do Risco Evolução do sistema elétrico português Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração Gestão dinâmica do sistema – serviços complementaresConclusões Agenda 16

17 Direcção de Gestão do Risco Conclusões 17 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 CO 2 ; 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 CO 2 ); 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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