Parte 2: Novas oportunidades de rendimento para os geradores flexíveis de energia – é agora o momento certo para transformar a sua run-of-river numa instalação de armazenamento?
Mudanças no mercado de energia norueguês
Na parte 1 desta série, a HYDROGRID identificou uma série de tendências do mercado europeu de energia, por exemplo
- Construído a partir de energias renováveis, especialmente energia eólica
- Diminuição dos preços médios do mercado à vista
- Aumento da volatilidade nos mercados de energia (incluindo o equilíbrio dos preços da energia)
Mostrámos como estas tendências estão agora a chegar lentamente aos mercados nórdicos e estão a afetar o potencial de receitas para os pequenos produtores hidroelétricos, e defendemos que, em resultado deste desenvolvimento, haverá uma necessidade acrescida de flexibilidade e comércio a curto prazo para todos os produtores de energia na Noruega que não queiram perder nenhuma oportunidade de receitas.
Na parte 2 desta série de artigos, vamos agora examinar com um exemplo concreto de central elétrica:
- Como as mudanças de mercado dos últimos anos afetaram as receitas de vendas
- Como os produtores flexíveis podem captar mais valor da sua geração neste novo ambiente
- Se – nestas novas condições de mercado e com a recente maior abertura da NVE a tais projetos – agora talvez seja o momento certo para transformar a sua central run-of-river num depósito através da construção de um reservatório e quais os fatores que devem afetar a sua decisão de investimento.
Efeitos das alterações de mercado numa central elétrica Run-of-River típica
Para este exercício, consideraremos uma central hidroelétrica perto de Trondheim (zona de preços NO3) com uma produção média anual de 32 GWh e uma capacidade máxima de produção de 6,67 MW (com uma produção máxima de 5,5 m³/seg.).
As afluências reais em qualquer ano variam bastante de dia para dia – o gráfico seguinte mostra os influxos reais no ano 2015 – mas em média as afluências seguem um perfil sazonal típico, com a afluência mais forte (devido ao derretimento da neve) em Abril e uma estação de chuvas de Outubro a Dezembro.
Como detalhado na última parte desta série de artigos, os preços médios de mercado da energia têm vindo a diminuir – para o perfil de produção sazonal relevante para esta central elétrica, isto levou a uma queda nas receitas de mais de 350k euros no período de 2014 a 2016:
Ter armazenamento e flexibilidade compensa a evolução negativa do mercado?
Agora vamos assumir que o proprietário desta central tinha a possibilidade de construir uma barragem e criar um reservatório com uma capacidade total de armazenamento de 44 hm³ – o seguinte esboço mostra a nova topologia:
O reservatório permite capturar e armazenar a afluência à medida que este ocorre e enviar a central elétrica quando os preços são mais elevados – noutras palavras, a produção anual total permanecerá a mesma a uma média de 32 GWh, mas a receita por MWh pode ser aumentada, levando a uma maior receita global. Naturalmente, haverá alguns requisitos de fluxo ecológico impostos pela NVE que limitam a flexibilidade do despacho – neste caso, assumiremos que 0,22 m³/seg devem ser descarregados do reservatório a todo o momento.
Mas como deve o reservatório ser despachado para obter o maior rendimento?
No caso mais simples, podemos assumir que o proprietário/operador distribuirá a instalação de acordo com uma curva-guia fixa do reservatório (que foi calculada como a melhor estratégia média). Usando esta estratégia, o conteúdo de água no reservatório seguiria o perfil sazonal médio mostrado no gráfico abaixo:
Ao baixar o reservatório antes do derretimento da neve em Abril e armazenar água para o Inverno, mesmo esta estratégia simples permite aumentar as receitas em cerca de 10k euros por ano em média (embora durante alguns anos, uma curva-guia fixa do reservatório possa mesmo levar a uma diminuição das receitas em comparação com a simples produção run-of-river):
Isto, claro, não é quase suficiente para compensar o impacto negativo do nível geral decrescente dos preços.
Mas e quanto a despachar a central de uma forma mais inteligente?
Se soubéssemos com antecedência exatamente quando os preços seriam os mais elevados e quando teremos uma grande afluência, seria possível escolher exatamente as melhores horas para produzir energia com antecedência (naturalmente tendo em conta os requisitos de fluxo ecológico e o conteúdo máximo de armazenamento do reservatório) – isto resultaria numa curva-guia do reservatório que é completamente flexível a cada ano, dependendo da afluência e dos preços. O gráfico seguinte mostra a curva-guia ideal do reservatório para os anos de 2014 a 2016:
Com um despacho tão “perfeito”, as receitas poderiam em teoria ser aumentadas em cerca de 140k por ano (ou cerca de 19%) em média. No entanto, isto exigiria que o proprietário/operador tivesse uma visão perfeita da evolução dos preços do mercado à vista e da situação hidrológica, o que não é, evidentemente, possível.
Quanto do potencial de receitas da flexibilidade pode ser capturado na prática?
Na prática, o montante de “valor / receita acrescentada” pela utilização do armazenamento dependerá de uma série de fatores –
alguns destes dependem da qualidade do preço e das previsões hidrológicas, bem como dos métodos de otimização aplicados pelo proprietário/operador da fábrica. Para a central do exemplo acima mencionado, os resultados de backtesting da HYDROGRID mostram que pelo menos metade do potencial total (ou seja, cerca de 60k euros por ano em média no período de teste) pode ser capturada através da aplicação de métodos de previsão e otimização suficientemente sofisticados.
O gráfico seguinte compara o aumento das receitas devido ao armazenamento (dependendo da estratégia de despacho):
Isto significa que infelizmente – mesmo com os melhores métodos de otimização possíveis – o impacto negativo da descida geral dos preços nos últimos anos não pode, evidentemente, ser completamente neutralizado.
Contudo, dependendo do custo de construção (e se é ou não possível obter uma licença da NVE), a construção de uma barragem pode ainda ser uma boa decisão de investimento.
Neste contexto, é importante notar que a diferença no potencial de receitas (em euros/MWh) está a aumentar ao longo do tempo como resultado do recente aumento da volatilidade do mercado e espera-se que esta tendência continue devido a uma maior integração do mercado (ver parte 1 desta série).
Os números dados para este exemplo específico de central elétrica não podem, evidentemente, ser generalizados – o aumento potencial de receitas (e quanto deste potencial pode ser realizado) irá variar muito dependendo das propriedades específicas da central elétrica em questão, como por exemplo:
- O volume total de armazenamento em relação à afluência anual e à especificação da turbina
- A localização da central, que dita a situação hidrológica, bem como a área de mercado
- A existência de requisitos de fluxo ecológico ou outros fatores que limitam a flexibilidade da expedição
Como consequência, a decisão de investir na construção de uma barragem deve ser cuidadosamente avaliada numa base individual, dependendo das propriedades físicas da instalação, da estratégia de otimização e despacho e, claro, com base nas condições de financiamento disponíveis. Em qualquer caso, a recente maior abertura da NVE à concessão de licenças para a construção de reservatórios deve ser vista como um sinal muito positivo, dando aos proprietários de instalações uma opção de investimento adicional a considerar com base nos seus objetivos financeiros individuais de curto e longo prazo.
Na parte 3 desta série, centrar-nos-emos nas centrais elétricas onde a construção de uma barragem não é tecnicamente possível ou não é financeiramente sensata e nos desafios relativos à previsão adequada e à gestão de desequilíbrios que enfrentam sob o novo ambiente de mercado.
