PhD PROGRAM ON SUSTAINABLE ENERGY

SYSTEMS

POLÍTICA ENERGÉTICA EM

PORTUGAL

Que opções?

Sequeira Gomes

14.02.2008

MIT Portugal

Agenda

● Introdução

● Formação de preços nos mercados de electricidade

● Mercados

● Dependência energética de Portugal

● Sustentabilidade Energética

● Evolução da energia eólica em Portugal

● Conclusões

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A proposta da CE ...

Introdução

Até 2020

● 1% de aumento de emissões para os sectores não cobertos pelo

sistema de Comércio europeu de licenças de emissão face a 2005.

● 21% de redução das emissões de gases de efeito de estufa para os

sectores obrigados a adquirir licenças de emissão.

é necessário cumprir mas sem limitar o crescimento

económico ...

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Formação de preços nos mercados

de electricidade

● A conversão termal de produtos fósseis tais como o

gás, petróleo e carvão dominam a produção de

electricidade no globo.

● O gás tornou-se o produto de preferência na produção

de electricidade por ter custos de investimento

inferiores aos do carvão e petróleo, e ser mais limpo.

● Em alguns mercados é o custo do gás que orienta os

preços energéticos.

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Figura 1- Média diária dos preços no Reino Unido para o Gás e electricidade.

Os picos revelam uma elevada volatilidade dos preços da

electricidade.

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Figura 2 – Perfil da procura diária de electricidade no Verão e no Inverno em Inglaterra

A característica principal para a formação dos preços nos

mercados de electricidade é a instantânea natureza do produto

além da procura ser muito variável.

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Figura 3 - Médias dos preços mensais, onde se verifica uma convergência dos preços de electricidade com os do gás.

O preço nos picos é muito alto, pelo que devem existir

estratégicamente colocados no país, pequenos geradores a

diesel ou a gás que só estariam disponíveis nesses períodos.

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Mercados

Os consumidores, de acordo com as suas

necessidades, têm a possibilidade de utilizar a

energia contratada.

Figura 4 – Procura média diária de electricidade em Inglaterra

O valor da procura oscila entre 24 e 43 GW.

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Figura 5 – Curva horária da duração de carga

Apenas durante 5% do ano é que a carga é superior a 43 GW.

De seguida será apresentado um exemplo de produção de

energia onde se usam quatro tecnologias, Nuclear, Coal, OCGT e

CCGT.

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Figura 6 - Análise do break-even

Tabela 1

Qual a capacidade mista óptima destas quatro alternativas por

forma a servir a curva de duração de carga anteriormente

apresentada?

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Para um valor de mercado do capital de 11%, não haverá

Central Nuclear nem de Carvão, apenas CCGT e OCGT, uma vez

que para custos de capital mais elevados são penalizadas as

alternativas tecnológicas cujo investimento de capital é elevado.

Utilizando os dados da tabela 1, e para um custo de capital de

5%, projectou-se sobre a duração da curva de carga, e obteve-

se uma capacidade de produção mista de 65%, 4%, 16% e 15%

para o Nuclear, Coal, CCGT e OCGT, respectivamente.

Figura 7 – Custo marginal da oferta para o exemplo optimizado

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O

Considerando a baseload de 34 GW, qual das quatro

tecnologias se torna mais barata para a produzir diáriamente,

quando a taxa de juro é de 5%?

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  JURO AMORTIZAÇÃOCUSTO

PRODUÇÃO CUSTO TOTAL

INVESTIMENTO (dia) (dia) (dia) (24h)

NUCLEAR £ 44.200.000.000 £ 6.054.795 £ 3.027.397 £ 1.632.000 £ 10.714.192

COAL £ 20.400.000.000 £ 2.794.521 £ 1.397.260 £ 8.160.000 £ 12.351.781

OCGT £ 6.800.000.000 £ 931.507 £ 465.753 £24.480.000 £ 25.877.260

CCGT £ 11.900.000.000 £ 1.630.137 £ 1.086.758 £10.608.000 £ 13.324.895

O custo de produzir durante 24 horas, 34 GW em cada hora, é

significativamente menor se for utilizado o nuclear.

A principal lição que se tira deste exemplo consiste em que nos

investimentos económicos deverá existir uma diversidade de

implementações tecnológicas no sistema, para que só haja

aumento do custo marginal de produção quando houver

aumento de carga.

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Figura 8 - Custo marginal estimado para 1997

Dependência energética de Portugal

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2005

Petróleo59%

Gás Natural14%

Saldo Importador de Electricidade

2%

Renováveis (incluindo hídrica)

13%

Carvão12%

Estrutura do Consumo de Energia Primária (CEP) em 2005

As importações representaram 85% do CEP.

● Em 2005 o CEP cresceu 2,3%;

● Em 2006 o consumo de gás natural decresceu 4%, (em parte devido ao regime hidrológico de 2005 (muito seco)).

Figura 9

Sustentabilidade Energética

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Competitividade

CUSTO TOTAL DA ENERGIA

Segurança de abastecimento

DEPENDÊNCIA DAS IMPORTAÇÕES DE PETRÓLEO E GÁS

Alterações climáticas

EMISSÕES DE CO2

Figura 10

Evolução da energia eólica em Portugal

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No final do 1º semestre de 2006, a potência eólica instalada

representou mais de 11% do total da capacidade instalada no SEN.

Figura 11

Gráfico com a produção diária, muito volátil, e o Diagrama de Duração de Carga para as potências verificadas ao longo do semestre.

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Neste 1º semestre, a produção eólica representou cerca de 4,7% do

consumo total de energia eléctrica.

Figura 12

Figura 13

23 de Março – é o melhor dia do semetre com uma produção eólica de 882 MW às 12:00 horas.

8 de Janeiro – é o pior dia do semestre com uma produção de apenas 38 MW às 09:30 horas.

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Figura 14

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Figura 15

Diagramas de carga total (eólica) referente ao dia 26 de

Março e 8 de Janeiro, em comparação com o consumo

verificado nesses dias em Portugal.

Em 2006, verificou-se uma tendência geral para piores prestações

dos parques, com excepção do mês de Março.

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Figura 16

● A maior variação entre a potência mínima e a potência máxima

foi no dia 1 de Junho, variação superior a 700 MW.

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Figura 17

● No primeiro semestre de 2006, o preço médio foi de 94€/MWh,

2,2% acima do valor de 2005.

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Figura 18

Conclusões:

• No mercado, os preços de electricidade são muito voláteis;

• O que mais caracteriza a formação do preço da electricidade é

a natureza instantânea do produto;

• A produção eólica é muito volátil;

• A “baseload” de Portugal poderia ser efectuada com produção

interna, utilizando o nuclear, com um capital de investimento

sujeito a uma taxa de juro igual ou inferior a 5%.

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Com esta estratégia, Portugal conseguiria:

▪ diminuir o custo médio da electricidade;

▪ diminuir as importações de energia primária;

▪ diminuir as emissões de CO2;

▪ aumentar a competitividade da indústria

portuguesa

▪ aumentar o crescimento económico.

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Referências:

• Derek W. Bunn, 2004. Modelling Prices in

Competitive Electricity Markets. Edited,

John Wiley & Sons, Ltd

• REN, Rede Eléctrica Nacional, S.A.

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