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 carlos.pereira@edp.pt

Agenda Breve Enquadramento Preços da Pool Custos de Produção 7 Agenda Breve Enquadramento Preços da Pool Custos de Produção Comentários Finais 2

Breve Enquadramento Preços da Pool Custos de Produção 7 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 Níveis de interligação entre países Diferenças regulatórias Modelos de supervisão 369 354 527 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 486 318 311 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) Forte crescimento PREs Forte crescimento CCGTs Manutenção restantes tecnologias Crescimento Anual (2005 – 2010) Procura 1.2% Capacidade 6.6% PREs 13.1% 5 5

Na Ibéria, a geração PRE (grande hídrica excluída) satisfez cerca de 33% do consumo em 2010 PRE’s - Capacidade Instalada na Ibéria (GW) Taxa Crescimento CAGR % X 4 12.6% 3.6% 25.7% N.A. 3.3% 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) 2,613 h crescimento moderado 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

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7 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 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 % Máx. Mensal (48%) % Méd. Mensal (17%) % Mín. Mensal (1%) Imprevisibilidade Flexibilidade Volatilidade 10

7 Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas de muito vento e elevada hidraulicidade Preço Diário no OMEL €/MWh € 93,35/MWh € 2,47/MWh 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 2010 Baixa Alta Horas de Preço Zero 2010 Jan Mar Apr Jun Sep Dec Jan Mar Apr Jun Sep Dec 1 6 12 18 24 - Produção Hídrica e Eólica 2010 Jan Mar Apr Jun Sep Dec 1 6 12 18 24 1 6 12 18 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 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 Espanha P90 P90 P50 P50 P10 P10 14

~ 75% receitas CCGTs em mercado ~ 25% das receitas CCGTs em mercado A intermitência crescente da geração, tem implicado o reforço da importância relativa dos Serviços de Sistema Receitas em Mercado “Pool” - OMEL 1 Serviços Sistema - TSO 2 Preço Diário Preço Intradiários Preço Banda Preço Secundária Preço Terciária Procura Diária (MW) 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 Espanha: Jan. 2009 – Mar. 2011 Terciária Mobilizada Vs Geração Eólica Espanha: Jan. 2009 – Mar. 2011 Custo para o Sistema (M€) Espanha: 2007 – 2010 Os dados demonstram que, em períodos de elevada geração eólica, é maior o volume de energia Secundária e de energia Terciária mobilizada 16

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Ao nível actual de preço das commodities algumas PREs e a eólica, em particular, oferecem preços competitivos Custo Médio p/Tecnologia - Portugal €/MWh - 2011 CCGTs – Custo de Novos Entrantes €/MWh – 2º Semestre 2011 18

Após a correcção de 2008 o preço das commodities retomou, quase de imediato, a tendência de crescimento anterior LIS-143075061211 Evolução da Cotação API #2 $usd/ton. Evolução da Cotação Dated Brent $usd/ton. Min. Máx 57.91 219.37 x 3.8 Min. Máx 33.65 144.22 x 4.3 Evolução da Cotação CO2 €/ton. Evolução da Cotação Câmbio €/Usd $ Min. Máx 7.98 28.73 x 3.6 Min. Máx 1.194 1.599 Nota: Cotações média semanais 19

O custo do CO2 é determinante para a competitividade relativa (“fuel-switching”) entre o carvão e o gás Custo marginal sem CO2 Custo marginal com CO2 Inversão da Ordem de Mérito Eur/MWh Eur/MWh sobrecusto CO2 custo marginal … mas dependendo do preço do CO2 pode ser o gás (CCGT) O custo do Carvão é, em geral, mais barato… Factor de emissão ton CO2/MWh 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 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 Carvão Gás Gás Carvão 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 Vida Útil das Centrais “Trade-offs” ? 22

Estabilidade face Quebras Tensão 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 Solar Termoel. Cogeração 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 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) 23

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) “Curtailment” verificado - Espanha GWh Estimativa de “Curtailment” Potencial - 2020 % Geração Eólica ~0.85% Cenários de geração hídrica Cenários de geração hídrica: Seco: IPH=0,7; %fluente=20% Médio: IPH=1; %fluente=40% Húmido: IPH=1,3; %fluente=60% Fonte: REE, OMEL e análise EDPR 24

remuneração com as actuais circunstâncias de mercado A situação existente, obriga a repensar os mecanismos de remuneração existentes 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 potência de “back up” Título1 Maior alinhamento da remuneração com as actuais circunstâncias de mercado 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 Assegurar que preços reflectem o valor real da energia Alcançar um maior alinhamento entre os investimentos e as necessidades do sistema 25

As margens de mercado e a necessidade de maior flexibilidade forçam os geradores a equacionar todas as alternativas Renegociação dos Contratos de Gás 1 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 2 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 3 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 4 Processo actualmente em curso na EDP, relativamente a algumas centrais hídricas onde este problema é mais relevante 26

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7 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; 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 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

7 Obrigado 29

Inglaterra e País de Gales As tendências regulatórias apontam para um reforço na remuneração da capacidade (i.e. Garantia de Potência) 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 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 Suécia e Finlândia Reserva estratégica operada pela TSO Polónia Reserva estratégica operada pela TSO França A considerar introdução de obrigação e mercado de capacidade Roménia Leilão de certificados de capacidade Ibéria Pagamento de capacidade desde 2007 em Espanha e 2011 em Portugal Grécia Obrigação e mercado de capacidade introduzidos em 2005 Itália Pagamento de capacidade introduzido em 2004 Para transmitir os incentivos correctos ao mercado, o valor de GP deve ser tanto maior quanto menor fôr o valor do Índice de Cobertura Mercado (só) de energia Mecanismo de pagamentos de capacidade Em reforma. Em análise introdução de pagamentos de capacidade Mercado em transição 30