PROPOSTA DO MANUAL DE PROCEDIMENTOS DA GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA. Documento Justificativo

Transcrição

1 PROPOSTA DO MANUAL DE PROCEDIMENTOS DA GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA Documento Justificativo Maio 2012 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

2 Este documento está preparado para impressão em frente e verso Rua Dom Cristóvão da Gama n.º 1-3.º Lisboa Tel.: Fax: erse@erse.pt

3 PROPOSTA DO MANUAL DO PROCEDIMENTOS DA GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA DOCUMENTO JUSTIFICATIVO ÍNDICE 1 ENQUADRAMENTO PRINCIPAIS ALTERAÇÕES Áreas de Balanço Registo de Agentes de Mercado Regime de Comissionamento Definição de Reservas para a Regulação de Frequência/Potência Alteração do Fecho do Mercado Diário para as 12:00 CET Mercado Adicional de Banda de Regulação Secundária Trocas de Banda de Regulação Secundária Quantificação da Energia Secundária (Programa Horário de Secundária) Troca de Reserva de Regulação entre Operadores de Sistema Incumprimento de Instruções de Despacho Interruptibilidade Repartição do Sobrecusto para a Resolução da Restrições Técnicas no PDBF Desvios à Programação justificados Procedimentos de liquidação QUESTÃO COMPLEMENTAR i

4 i

5 1 ENQUADRAMENTO O Regulamento de Operação das Redes (ROR) e o Regulamento de Relações Comerciais (RRC) preveem a aprovação pela ERSE do Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema (MPGGS). Este manual é aprovado na sequência de proposta do operador da rede de transporte (ORT), ouvindo previamente as entidades a quem se aplica. O MPGGS vem substituir os anteriores Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema (previsto no ROR aprovado em julho de 2007) e Manual de Procedimentos do Acerto de Contas (previsto no RRC aprovado em agosto de 2008) e contém as matérias e detalhes procedimentais resultantes das alterações introduzidas no ROR e no RRC agora em vigor. Assim, com base na proposta enviada pelo ORT, foi elaborada pela ERSE a presente versão do MPGGS que, após análise e discussão entre os técnicos das duas entidades, é agora enviada para comentários em sede de consulta às entidades a quem se aplica. 1

6 2 PRINCIPAIS ALTERAÇÕES Na sequência da proposta de MPGGS enviada pelo ORT, e como resultado da análise e discussão entretanto ocorrida entre os técnicos das duas entidades, resultaram, entre outras, as principais alterações às anteriores versões do MPGS e MPAC, que em seguida se referem e justificam. 2.1 ÁREAS DE BALANÇO A ERSE solicitou à REN que, considerando os investimentos concretizados na RNT, fossem revistos os estudos da viabilidade técnica da hipótese de se proceder à agregação das Áreas de Balanço do Douro Nacional com a do Douro Internacional, a do Ribatejo 220 kv com a do Ribatejo 400 kv e a de Sines 150 kv com a de Sines 400 kv, passando desta forma as áreas de balanço de produção a corresponder a um grupo de centrais hídricas localizadas na mesma bacia hidrográfica e central térmica propriedade dum determinado agente. Nas áreas envolvidas nas solicitações efetuadas foi feito um inventário das alterações que se concretizaram na RNT nos últimos 3 anos. No caso do Douro, as alterações podem-se observar pela comparação das Figura 2-1 e Figura 2-2. Figura Rede no Douro em 2008 Figura Rede do Douro em

7 Destacam-se, para além dos trabalhos de uprating concretizados em toda a rede de 220 kv, a entrada em serviço dum novo corredor a 400 kv, que liga Trás-os-Montes ao litoral do país (via Armamar e Bodiosa) e a Espanha, a criação de duas novas subestações (Armamar e Lagoaça) com autotransformação 400/220 kv (4x450 MVA) que permite o acesso da produção localizada nos 220 kv à rede de 400 kv e ainda a passagem da totalidade das interligações a 220 kv para o Pocinho. Assim, e em face do exposto, estão criadas as condições necessárias para viabilizar tecnicamente a agregação das Áreas de balanço do Douro Internacional e Nacional numa única denominada como Douro. No que diz respeito às Áreas de Balanço referentes ao Ribatejo e Sines as evoluções verificadas também foram significativas, conforme se pode observar nas Figura 2-3 e Figura 2-4. Figura Evolução da RNT na zona do Ribatejo Figura Evolução da RNT na zona de Sines É visível um substancial reforço da transformação 400/220 kv na zona do Ribatejo, com a entrada em serviço do 2º Autotransformador da Subestação de Alto de Mira e o 3º em Fanhões (+900 MVA) e da transformação de 400/150 kv na zona de Sines com a entrada do 2º Autotransformador de Ferreira do 3

8 Alentejo (+250 MVA). Assim também aqui estão criadas as condições técnicas para proceder às referidas fusões sem aumento significativo do risco para a exploração do sistema. Assim, em face dos investimentos concretizados nos últimos 3 anos, não foram identificadas razões impeditivas das fusões propostas, passando desta forma as áreas de balanço de produção a corresponder a um grupo de centrais hídricas localizadas na mesma bacia hidrográfica ou central térmica propriedade dum determinado agente. 2.2 REGISTO DE AGENTES DE MERCADO Nos termos do artigo 9.º do recentemente aprovado Regulamento (EU) n.º 1227/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro, podem constituir-se como Agentes de Mercado no âmbito da Gestão Global do Sistema (GGS) as entidades registadas junto de uma Entidade Reguladora Nacional da União Europeia e da ACER. Assim, fica desde já estabelecido o regime de registo de agentes de mercado previsto no artigo 9.º do Regulamento (EU) n.º 1227/2011, mantendo-se, como disposições transitórias até à sua completa implementação, a prática atualmente em vigor. 2.3 REGIME DE COMISSIONAMENTO Durante o regime de comissionamento, os centros electroprodutores encontram-se em fase de ensaios de exploração, o que pode tornar a aplicação de desvios à programação num mecanismo muito penalizador para o Agente de Mercado Produtor. Desta forma, propõem-se que o Agente de Mercado Produtor opte entre a valorização da energia emitida a 85% do preço de encontro do mercado diário, não sendo imputados quaisquer desvios à programação, ou transacionar a energia no mercado organizado e/ou de contratação bilateral, ficando sujeito a desvios à programação. O preço aplicado na valorização da energia emitida durante o regime de exceção corresponde ao preço mínimo de recompra durante o processo de resolução de restrições técnicas no Programa Diário Base de Funcionamento (PDBF), visando minorar os encargos de regulação devidos a este tipo de ensaios. Os encargos de regulação devidos quer à valorização da energia emitida pelas instalações em ensaios de exploração em regime de exceção, quer os encargos devidos à respetiva compensação, caso não contribuam para a regulação do sistema, são imputados ao consumo, pelo facto destas instalações contribuírem para a garantia do abastecimento e segurança da operação quando em regime normal. 4

9 Tendo em atenção que as Unidades Físicas são incorporadas em Áreas de Balanço que podem absorver os desvios à programação que possam ocorrer, propõe-se que só as Unidades Físicas que representem mais de 25% da potência instalada na Área de Balanço onde estão incluídas possam optar por este regime de exceção. Este regime terá sempre um caracter provisório, podendo ser aplicado durante um período máximo de 120 dias, que podem ser seguidos ou interpolados, num máximo de quatro períodos, ou até ao momento em que se verifique a efetiva emissão pela DGEG, da correspondente licença de produção definitiva da instalação. Esclareça-se que a metodologia agora proposta corresponde à prática em vigor, integrando já o documento Regras de Funcionamento (Complementares ao MPGS) publicitado na página da REN na internet. 2.4 DEFINIÇÃO DE RESERVAS PARA A REGULAÇÃO DE FREQUÊNCIA/POTÊNCIA Na última alteração regulamentar do ROR redefiniu-se Banda de Regulação Secundária, como a Margem de variação da potência em que o regulador secundário pode atuar automaticamente a subir, num tempo inferior a cinco minutos, partindo do ponto de funcionamento em que se encontra em cada instante, multiplicada por 1,5, ao invés dos anteriores 15 minutos. Face a esta alteração, procedeu-se à sua inclusão no MPGGS, reforçando-se a obrigatoriedade de apresentação de ofertas de banda de regulação secundária, para todas as unidades físicas que se encontrem disponíveis e habilitadas para a prestação deste serviço. Na definição quantitativa de reserva de regulação terciária necessária para a garantia da segurança do sistema, foi introduzido o conceito de reserva para subir e para baixar, tendo-se adicionado uma necessidade suplementar, correspondente a 10% da produção eólica prevista. O racional desta alteração fica-se a dever ao crescente peso da componente eólica no abastecimento do consumo nacional, associado a um erro médio na previsão do mesmo na ordem dos 20%. 2.5 ALTERAÇÃO DO FECHO DO MERCADO DIÁRIO PARA AS 12:00 CET Por forma a concretizar o acoplamento entre o Mercado Ibérico de Energia Elétrica (MIBEL) e os restantes mercados europeus, torna-se necessário harmonizar, a nível europeu, a hora de fecho dos distintos mercados diários, hora limite para a receção de ofertas de energia elétrica no respetivo Operador do Mercado. Prevê-se, assim, a necessidade de adaptar as disposições constantes no MPGGS, nomeadamente as 5

10 relativas a: Horários relacionados com as comunicações de contratos bilaterais; Horários associados ao processo de resolução de restrições técnicas; Horários da 1.ª Sessão do Mercado Intradiário. As alterações necessárias serão publicitadas sob a forma de Avisos da GGS, previamente aprovados pela ERSE. 2.6 MERCADO ADICIONAL DE BANDA DE REGULAÇÃO SECUNDÁRIA Com a crescente integração entre Portugal e Espanha, verificada com a progressiva redução do número de horas em que ocorrem congestionamentos no mercado diário, Figura 2-5, tem-se assistido a uma crescente volatilidade das trocas comerciais estabelecidas na interligação, que criam novos desafios à exploração do Sistema Elétrico Nacional. Figura 2-5 Evolução dos congestionamentos na interligação 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % Horas com Congestionamento ES->PT % Horas com Congestionamento PT->ES % de Horas sem Congestionamento % de Horas com uma variação > 600 MW 0% % Durante o último ano, em cerca de 730 transições de hora (sensivelmente mais 200 do que as registadas em 2010), que representa sensivelmente 8% das transições horárias anuais, ocorreram variações superiores a 600 MW entre transações estabelecidas na interligação. A maior transição registada, ocorreu no dia 21 de novembro, entre as horas H23 e a H24 (GMT), correspondendo a uma variação de MW. Na Figura 2-6 apresentam-se as duas maiores variações ocorridas na interligação na transição da hora. 6

11 Figura Maiores variações ocorridas na interligação Tendo presente as situações descritas, propõe-se que o ORT passe a te a possibilidade de convocar um Mercado Adicional de Banda de Regulação Secundária, em que a prestação do serviço ocorreria entre [H-15 min; H+15 min], para garantir a existência de meios suficientes que possam de forma eficaz e eficiente, em termos técnicos e económicos, fazer face aos novos desafios de exploração no SEN. Este novo mercado cria um novo produto de banda disponível apenas em períodos de 15 minutos, uma vez que se adapta melhor às necessidades descritas. 2.7 TROCAS DE BANDA DE REGULAÇÃO SECUNDÁRIA A participação no Mercado de Banda de Regulação Secundária obriga o Agente de Mercado a definir um conjunto de pressupostos que podem, durante a exploração em tempo real, não se verificar e, numa situação extrema, acarretar a aplicação de incumprimentos de banda de regulação secundária. Por exemplo, a participação de aproveitamentos hidroelétricos de fio de água no Mercado de Banda de Regulação Secundária está associada a previsões de caudais afluentes que durante a operação podem não suceder e, por consequência, podem não existir condições para que o aproveitamento possa cumprir as obrigações constituídas em Mercado. Face a este enquadramento, e por forma a agilizar a exploração, propõe-se que o Agente de Mercado possa transferir entre Unidades Físicas a obrigação de prestar o serviço de regulação secundária, desde que estas sejam equivalentes do ponto de vista técnico e operacional. Esta mudança vai de encontro às pretensões evocadas por diversas vezes pelos agentes habilitados a fornecer este serviço. 7

12 2.8 QUANTIFICAÇÃO DA ENERGIA SECUNDÁRIA (PROGRAMA HORÁRIO DE SECUNDÁRIA) Atualmente, a energia secundária por unidade física corresponde à diferença entre o PHOF, Programa Horário Operativo Final por Unidade Física, afeto a cada Unidade Física com Banda de Regulação Secundária contratada, e a respetiva emissão. Esta metodologia parte do pressuposto que toda a energia fornecida em tempo real resulta do seguimento do sinal de controlo emitido pelo regulador central. Em determinadas situações de exploração, tal pode não se verificar. A título de exemplo, podem ocorrer situações em que uma Unidade Física saia do paralelo devido a um disparo o que, pela aplicação da regra anterior, corresponderia a energia de regulação secundária, quando efetivamente deveria ser considerada como desvio. Deste modo, para um maior acerto na determinação da energia secundária, é introduzido o Programa Horário de Secundária (PHS) que contabiliza, por unidade física em teleregulação, toda a energia resultante da integração do sinal de controlo emitido pelo regulador central por unidade física, face à base de teleregulação mais a energia produzida dentro de uma banda de tolerância, Figura 2-7. Figura 2-7 Quantificação da energia secundária Propõe-se ainda que sempre que o PHS exceda a banda de regulação atribuída, esta seja considerada como atribuição extraordinária de banda, deixando-se de considerar a energia de regulação secundária que excede a banda, na determinação do preço de reserva de regulação. A energia de regulação secundária é contabilizada por área de balanço para efeitos de valorização, resultado da soma algébrica dos PHS determinados por unidade física. 2.9 TROCA DE RESERVA DE REGULAÇÃO ENTRE OPERADORES DE SISTEMA No âmbito do MIBEL e das iniciativas regionais da ACER, os ORT de Portugal, Espanha e França têm desenvolvido diversos trabalhos na definição de um mecanismo de troca transfronteiriça de reserva de 8

13 regulação, nomeadamente: Um mecanismo transitório implementado no âmbito do MIBEL para evitar, nomeadamente, a redução de produção eólica ou hídrica a descarregar e, o desacoplamento de grupos térmicos da rede durante períodos de curta duração; Um mecanismo duradouro, no âmbito da Região Sudoeste de Europa, extensível a outros sistemas europeus interligados, de alcance mais amplo. Propõe-se que, na ocorrência de situações em que, nomeadamente, se pretenda evitar a redução de produção eólica ou hídrica a descarregar e/ou desacoplamento de grupos térmicos da rede durante períodos de curta duração, o sistema com escassez de reserva de potência ativa a baixar realize uma oferta de venda de energia a subir ao sistema vizinho. Esta oferta é incorporada na ordem de mérito do respetivo mercado de regulação e, caso seja viável tecnicamente e economicamente vantajosa, é programada a correspondente troca de serviços de sistema. Algumas das principais características do mecanismo proposto são: Modelo bilateral, recíproco e não discriminatório. Cada ORT assegura a responsabilidade da segurança de abastecimento no seu próprio sistema; Não se admite reserva de capacidade na interligação; Os Agentes de Mercado continuam a participar nos mercados de serviços de sistema em cada área, cuja gestão é realizada pelo respetivo ORT. Neste âmbito, tendo em atenção o atual estado de desenvolvimento dos trabalhos, permite-se que o ORT possa celebrar um contrato com o seu homólogo, por forma a operacionalizar a metodologia descrita INCUMPRIMENTO DE INSTRUÇÕES DE DESPACHO No ponto do Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema define-se que o Gestor do Sistema confirmaria o cumprimento das instruções: Em energia, como diferença entre o programa da área de balanço de instalações de produção ou de consumo e bombagem e o valor real horário de geração da área. Em potência, pelo registo dos valores de potência activa da área de balanço correspondente a instalações de produção ou de consumo e bombagem registados no sistema de controlo do GS, considerando-se cumprido se alcançar o valor requerido. 9

14 No entanto, para o incumprimento em termos de potência, não foi definida a penalização que seria aplicada, sendo proposta no ponto do MPGGS uma metodologia que poderá ser aplicada nas referidas situações. O objetivo desta proposta é desincentivar a transformação de instruções de potência em instruções de energia pelos agentes produtores, conforme pode ser observado na Figura 2-8. Figura 2-8 Incumprimento de instruções de despacho 2.11 INTERRUPTIBILIDADE Ao abrigo do n.º 1 do Artigo 4.º da Portaria n.º 592/2010 são introduzidas na presente proposta de MPGGS diversas disposições relativas ao regime de interruptibilidade aí definido REPARTIÇÃO DO SOBRECUSTO PARA A RESOLUÇÃO DA RESTRIÇÕES TÉCNICAS NO PDBF A grande maioria das restrições técnicas verificadas durante o processo de verificação técnica do PDBF ficaram-se a dever a problemas relacionados com a manutenção do critério de segurança n-1. Deste modo, propõe-se que os encargos para o sistema devidos ao processo de resolução de restrições técnicas no PDBF sejam afetados ao consumo verificado DESVIOS À PROGRAMAÇÃO JUSTIFICADOS Sempre que exista um desvio de programação cuja origem não seja imputável ao Agente de Mercado, pode-se justificar o referido desvio, que corresponde a uma valorização igual ao preço de encontro. O 10

15 sobrecusto resultante destes desvios é afetado ao consumo, na medida em que o desvio à programação pode resultar do exercício da atividade de Gestão Global do Sistema PROCEDIMENTOS DE LIQUIDAÇÃO Relativamente às disposições contidas no MPAC, foram introduzidas nos procedimentos de liquidação as necessárias adaptações decorrentes das alterações introduzidas na presente proposta de MPGGS. 11

16 3 QUESTÃO COMPLEMENTAR Durante o processo de preparação da presente proposta de MPGGS, a ERSE foi contatada por um Agente de Mercado que propõe a agregação, para efeitos de desvios, das carteiras de comercializadores de dimensões mais reduzidas, à imagem daquilo que acontece em Espanha. Aproveita-se a oportunidade desta consulta para também solicitar comentários e sugestões que considerem pertinentes sobre esta questão complementar, nomeadamente, se seria vantajoso considerar em Portugal a figura do agente agregador à semelhança do existente em Espanha, em que o representante agrega também a compra e a programação de toda a carteira que representa. 12