J. Allen Lima

Work ShopExperiências 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

Direcção de Gestão do Risco

Evolução do sistema elétrico portuguêsEvolução do sistema elétrico português

Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração

Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares

Conclusões

Agenda

2

Direcção de Gestão do Risco 3

Três períodos até ao presenteEvolução do sistema elétrico português

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.

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).

Direcção de Gestão do Risco 5

MIBEL – Mercado Ibérico de Eletricidade / BrasilEvolução 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 2020Ministério de Minas e Energia / epe

Direcção de Gestão do Risco

Evolução do sistema elétrico português

Apoio estrutural para compensar a Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geraçãovolatilidade da geração

Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares

Conclusões

Agenda

6

Direcção de Gestão do Risco 7

Geração hídrica: ano seco – ano húmidoApoio 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

Direcção de Gestão do Risco 8

Geração hídrica: ano seco – ano húmidoApoio estrutural para compensar a volatilidade da geração

Satisfação da carga de demanda máxima anual

Potência hidráulica ≈ 5000MW;Potência garantida para a carga máxima ≈ 2750MWPotência 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 CO2.Mas, como pagar este “seguro” para ano seco?

2350MW

5600GWh

Ano seco≈ 2400 horasequivalentes

Ano húmido0 horasequivalentes

Nota: O cálculo correto seria por meio de estudo LOLP – Loss of LoadProbability; usou-se 50% e 75%da capacidade instalada para a hidráulicaconvencional e com bombagem (e 95% para a térmica).

Direcção de Gestão do Risco 9

Potência - energiaApoio 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 demandaPRE +Hídrica

PRE

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 CO2;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)

Direcção de Gestão do Risco 11

Apoio à geração eólica por usinas hidrelétricas reversíveisApoio 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.

Cenáriomais realista

Direcção de Gestão do Risco

Evolução do sistema elétrico português

Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração

Gestão dinâmica do sistema – serviços Gestão dinâmica do sistema – serviços complementarescomplementares

Conclusões

Agenda

12

Direcção de Gestão do Risco 13

Desequilíbrios de geração – carga de demandaGestão 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: €/MWRegulação 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 ofTransmission System Operators for Electricity).

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).

Direcção de Gestão do Risco 14

Desvios de previsão de consumo e de geração eólica – Mercado de DesviosGestão dinâmica do sistema – serviços complementares

REN: Previsão de carga de demanda (sem fontes alternativas) em 2010-01-11

REN: Previsão de geração eólica em 2010-01-11

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 totalmáxima do dia)

Desvio máximo≈ 250MW (25% da

geração eólicaMáxima do dia)

Fonte: REN – Redes Energéticas Nacionais (Transmissão de energia)Fonte: REN – Redes Energéticas Nacionais (Transmissão de energia)

Direcção de Gestão do Risco 15

Custo dos serviços de ajusteGestão 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)

Direcção de Gestão do Risco

Evolução do sistema elétrico português

Apoio estrutural para compensar a volatilidade da geração

Gestão dinâmica do sistema – serviços complementares

ConclusõesConclusões

Agenda

16

Direcção de Gestão do Risco

Conclusões

17

Evolução do sistema elétrico portuguêsO 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 geraçãoA 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 complementaresA 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.