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

Work Shop “Experiências do Brasil e Portugal no Sector Elétrico”

Agenda

• Custos de Produção

• Comentários Finais

• Preços da Pool

• Breve Enquadramento

2

• Custos de Produção

• Comentários Finais

• Preços da Pool

• Breve Enquadramento

3

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

311

486

527

369

354

318

Fonte: Dados Eurostat (valores relativos a 2009) 4

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%

0

20

40

60

80

100

120

2000 2002 2004 2006 2008 2010

PREFuel/Gasóleo

Carvão

CCGT

Hídrica

Nuclear

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)

0

10

20

30

40

2000 2002 2004 2006 2008 2010

Cogeração

Solar

Eólica

Hídrica

Biomassa / Resíduos

6

Taxa CrescimentoCAGR %

3.3%

12.6%

3.6%

25.7%

N.A.

X 4

Satisfação da ProcuraOrdem de mérito de tecnologias

Evolução Esperadacrescimentomoderado

Load Factors Centrais TérmicasNº de horas funcionamento (carvão e gás)

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

O enquadramento referido, implica que as centrais térmicas tenham níveis de funcionamento cada vez mais reduzidos

2005 2006 2007 2008 2009 E

2010 E

2011 E

2012 E

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

7

2,613 h

• Custos de Produção

• Comentários Finais

• Preços da Pool

• Breve Enquadramento

8

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

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 EólicaIbéria: 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

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11

ESP

PORT

11

Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas de muito vento e elevada hidraulicidade

Arranquedo Mibel

InterligaçãoPortugal / Espanha

Não

Esgota

da

Esgota

da

Preço Único Ibérico

Preço Portugal

Preço Espanha € 2,47/MWh

€ 93,35/MWh

Preço Diário no OMEL€/MWh

12Fontes: OMEL (Portugal) e EEX (Alemanha)

PreçosNegativo

s

PreçosExtremo

s

VariaçãoElevada

Preços da “pool”com grande volatilidade sobretudo em alturas de muito vento e elevada hidraulicidade (cont.)

Procura Electricidade2010

Procura Electricidade2010

Horas de Preço Zero2010

Horas de Preço Zero2010

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Jan

Mar

Apr

Jun

Sep

Dec

Jan

Mar

Apr

Jun

Sep

Dec

Jan

Mar

Apr

Jun

Sep

Dec

Produção Hídrica e Eólica2010

Produção Hídrica e Eólica2010

-1 6 12 18 24

1 6 12 18 24

1 6 12 18 24

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

Nas horas de “preço zero” verificaram-se níveis elevados de utilização das centrais nucleares e hídricas de fio-de-água

Portugal

Portugal

Espanha

Espanha

Geração face à capacidade instalada nas horas de “Preço Zero”% , 2009-2011

Geração face à capacidade instalada nas horas de “Preço Zero”%, 2009-2011

P10

P50

P90

P10

P50

P90

14

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 Secundári

a

Preço Terciária

Procura Diária

(MW)

0 – 24 horas

Procura Estimada

(dia anterior)

Procura Real Ajustes

1 2

~ 75% receitas CCGTs em mercado~ 25% das receitas CCGTs em

mercado

588736 717

1.067

2007 2008 2009 2010

16

A intermitência crescente da geração, tem implicado o reforço da importância relativa dos Serviços de Sistema (Cont.)Secundária Mobilizada Vs Geração EólicaEspanha: Jan. 2009 – Mar. 2011

150

170

190

210

230

250

270

290

2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500

Regu

laçã

o Se

cund

ária

(GW

h)

Produção Eólica (GWh)

Terciária Mobilizada Vs Geração EólicaEspanha: Jan. 2009 – Mar. 2011

200

300

400

500

600

700

800

2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500

Regu

laçã

o Te

rciá

ria (

GWh)

Produção Eólica (GWh)

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

• Custos de Produção

• Comentários Finais

• Preços da Pool

• Breve Enquadramento

17

Ao nível actual de preço das commodities algumas PREs e a eólica, em particular, oferecem preços competitivos

67,8

98,8

Var. Gás Var. CO2 O&M / ATR Var.

Total Var. O&M / ATR Fixo

Retorno Investim.

Total

Custo Médio p/Tecnologia - Portugal€/MWh - 2011

CCGTs – Custo de Novos Entrantes€/MWh – 2º Semestre 2011

18

RSU Hídrica Eólica Cogeração Biogás Biomassa Fotovoltaica

81.9 91.2 93.8

105.600473709143 110.6 111.1

340.3

Nota: Cotações média semanais 19

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11

0,0

40,0

80,0

120,0

160,0

Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11

0,0

10,0

20,0

30,0

Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11

1,10

1,30

1,50

1,70

Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11

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

33.65

144.22

Min.

Máx

1.194

1.599

Min.

Máx

7.98

28.73

Min.

Máx

57.91

219.37 x 3.8

x 3.6

x 4.3

Inversão da Ordem de MéritoCusto marginal sem CO2 Custo marginal com CO2

Nuclear Carvão CCGT Fuel

Eur/MWh

Nuclear Carvão CCGT Fuel

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

1.00 0.37 0.80Factor de emissãoton 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

-50,0

-30,0

-10,0

10,0

30,0

Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11

CSS

CDS

21

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

Gás

Carvão

Gás

Carvão Gás Carvão Carvão

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”

?

Apesar das diferenças entre tecnologias as PREs colocam, em geral, desafios acrescidos a nível de gestão do sistema

23

PRO

Regul. Primária

Nuclear

PRE

EólicaSolar

PV

Solar Termoe

l.Carvão CCGT

Fuel Gas

Hídrica Cogeração

Regul. Secundária

Regul. Terciária

Fiabil. Programção

Controlo TensãoControlo Tensão

Estabilidade face Quebras

Tensão

Sim Não Não SimSim Sim SimSim Sim

Não Não Não NãoSim Sim SimSim Não

Não Não Não NãoSim Sim SimSim Algumas

Alta Baixa Baixa AltaAtla Alta AltaAlta Alta

SimFactor Pot.

Factor. Pot.

Factor. Pot.Sim Sim SimSim

Factor. Pot.

Alta Média Baixa AltaAtla Alta AltaAlta Alta

Fonte: Análise REE (Red Eléctrica de España)

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 - 2020% Geração Eólica

“Curtailment” verificado - EspanhaGWh

0

50

100

150

200

250

300

2008 2009 2010

RdT RdD Falha Tensão Execedentes Geração

~0.85%

24

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

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

1

3

4

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

• Custos de Produção

• Comentários Finais

• Preços da Pool

• Breve Enquadramento

27

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

Obrigado

29

As tendências regulatórias apontam para um reforço na remuneração da capacidade (i.e. Garantia de Potência)

Mercado (só) de energia Mecanismo de pagamentos de capacidadeEm reforma. Em análise introdução

de pagamentos de capacidade Mercado em transição

GréciaObrigação e mercado de capacidade introduzidos

em 2005

ItáliaPagamento de

capacidade introduzido em

2004

IbériaPagamento de

capacidade desde 2007 em Espanha e 2011

em Portugal

IrlandaPagamento de

capacidade introduzido em

2005

Suécia e Finlândia

Reserva estratégica

operada pela TSO

Inglaterra e País de GalesPagamento de capacidade de

1990 a 2001Reintrodução de mecanismos

de remuneração de capacidade proposta e em consulta pública até Mar/11

PolóniaReserva

estratégica operada pela

TSO

RoméniaLeilão de

certificados de capacidade

FrançaA 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