FLEXIBILIDADE NA PROCURA
A REN e a EDP Distribuição têm mantido uma cooperação no âmbito do planeamento das suas infraestruturas para benefício global do SEN. As exigências das políticas energéticas visando a sustentabilidade social e ecológica, bem como a premência da eficiência nos investimentos obrigam a uma intensificação desta cooperação que é agora impulsionada também por um dinamismo nascente junto dos consumidores finais e entidades locais diversas que se tornam mais ativamente protagonistas como a seguir se refere. São tendências gerais na Europa e um pouco por todo o mundo e que são objeto duma necessidade de readequação do planeamento e operação dos sistemas elétricos por todos os operadores de rede.
A REN, na sua missão de Gestão Técnica Global do Sistema Elétrico Nacional, tem acompanhado esta tendência geral e considera-a na adequação do sistema à modificação que se vai operando através destas novas exigências sobre o serviço que presta.
2.3.1. ‘Demand Side Response’
A necessidade de integrar volumes cada vez maiores de produção renovável leva hoje um grande número de ORT, incluindo a REN, a prestar uma atenção cada vez maior às variabilidades inerentes às fontes que atualmente exibem um maior potencial de crescimento no portfolio de fontes de energia: a eólica e a solar. Para além do aumento dos focos de variabilidade, com o alargamento das respetivas potências de ligação destas novas fontes, começa a emergir alguma dificuldade tecnológica da produção convencional em se adaptar a este novo mix, quer a mínimos técnicos de valores inferiores aos que vinha impondo, quer ao esforço competitivo a que a regulação da sua potência é obrigada devido ao seu custo marginal mais elevado. Quer isto dizer que o próprio serviço de regulação que esta geração convencional fazia no sentido de assegurar o necessário equilíbrio permanente entre a oferta e a procura, começa a evidenciar maiores dificuldades. A tendência para uma cada vez menor utilização dessa produção convencional, também devida às suas maiores emissões de gases de efeito de estufa no caso das centrais térmicas convencionais de fonte não-nuclear, para além de privar o sistema elétrico deste apoio em regulação do equilíbrio entre a oferta e a procura, priva-o de outros serviços, como por exemplo a regulação de tensão e frequência que essas unidades prestavam.
Assim a REN, como as suas congéneres, na sua missão da gestão técnica global do sistema, procura encontrar alternativas para o aprovisionamento dos serviços de sistema, tendo-se vindo internacionalmente a alargar e a refinar uma nova arquitetura para o processo de recolha desses mesmos serviços, a partir de flexibilidades possíveis do lado do consumo, para além do previsível serviço do lado da oferta de unidades que o possam disponibilizar e mais recentemente através de aquisição desses serviços no mercado interno europeu: desde junho de 2014 a troca
transfronteiriça de serviços de sistema, a nível ibérico, visa maior eficiência reduzindo custos e facilitando mais a integração da produção renovável. Aprofundando assim a integração do mercado europeu da eletricidade, aproveita-se ainda mais a capacidade de interligação existente, com a
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partilha da reserva de regulação terciária. No passo seguinte esta troca estender-se-á à França e ao Reino Unido.
Do lado da participação do consumidor final a arquitetura que se projeta já dera os primeiros passos com as tarifas estáticas por postos horários (time-of-use) que já visavam levar o consumidor a colocar a procura em horas menos penalizadoras para o sistema elétrico, normalmente no vazio (sendo disso um exemplo a conhecida tarifa bi-horária). Com o mesmo objetivo, outro arquétipo aproveitável, desde que aperfeiçoado para tornar o seu contributo mais efetivo, será o da interruptibilidade contratualizada de consumos.
As tecnologias inteligentes permitem hoje o desenvolvimento de comportamentos do lado do consumidor final energeticamente mais eficientes: a possibilidade de acompanhar o consumo na sua instalação em tempo real permite assumir uma nova atitude de autocontrolo.
Complementarmente, a produção distribuída recebe um incentivo que se verá aumentado, caso se opte pelo fornecimento de serviços de sistema em colaboração com a gestão técnica levada a cabo pelos operadores das redes de transporte e de distribuição, num quadro de uma gestão menos incerta quanto à volatilidade e adequação das unidades geradoras ao funcionamento das redes, mesmo em regime perturbado.
Este dinamismo na extremidade mais a jusante dos Sistemas de Energia Elétrica, já abordado no Códigos de Rede Europeus em desenvolvimento (alguns, na presente data, já em estado avançado do processo de aprovação e comitologia) vai obviamente aprofundar-se, dados os benefícios que dele se espera, antes de mais para o próprio consumidor final, mas, e em consequência, para todo o sistema elétrico global, acumulando-se esse benefício ao longo da estrutura das redes, desde a distribuição até às redes de transporte. É que, embora os tarifários “time-of-use” estáticos, como o bi-horário, possam já tirar partido duma gestão mais atenta permitida pelos contadores
inteligentes, outras inovações se esperam no mercado a retalho.
Assim se entende que num sistema elétrico que se verá cada vez mais confrontado com as
variabilidades meteorológicas, com incidência na produção renovável disponível, estes recursos de flexibilidade tenham de ser aproveitados e mereçam o empenho dos operadores de rede que os têm de aprovisionar para uma adequada gestão técnica do sistema. A Demand Side Response (DSR) é, segundo a ENTSO-E no seu “Demand Side Response Policy Paper”, de setembro de 2014, a parte da procura capaz de um comportamento ativo, no sentido da sua modificação em reação a um sinal, e aponta-a como fonte de serviços de sistema e capaz de fornecer, à gestão do sistema elétrico, maior flexibilidade de operação em conjunto com uma otimização acrescida na utilização da infraestrutura e dos investimentos nas redes. O Conselho de Reguladores Europeus de Energia (CEER) no seu Public Consultation Paper “The Future Role of DSOs”, de dezembro de 2014, alarga o conceito DSR para incluir modificações no padrão do consumo ou geração, em reação a um estímulo, por exemplo tarifário, ou como resposta automatizada a um sinal.
A comunicação bidirecional inteligente, complementada pela automação inteligente dos processos industriais e de serviços, dos edifícios e pela utilização de equipamentos eletrodomésticos e outros dotados de interfaces que os tornam aptos para a DSR, terão disponibilidades de flexibilidade que poderão ir mesmo ao armazenamento de energia, para além do fornecimento. Os contratos de abastecimento poderão ter que se adaptar às caraterísticas de cada instalação, bem como ao perfil e preferências pessoais dos utilizadores finais, cujo envolvimento voluntário, mas tão empenhado quanto possível, se visa atingir. O papel de intermediários agregadores de elevado número de instalações será crucial para se atingir a possibilidade de gerir em modelos estocásticos,
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complementaridades que ultrapassem a granularidade resultante de se pretender angariar toda a flexibilidade possível, mesmo de instalações de dimensão muito reduzida e individualmente intratáveis para operadores de sistemas de nível superior, como o da rede de transporte. Mais recentemente, ao longo do ano de 2014, a ENTSO-E tem vindo a afirmar a importância estratégica que atribui à DSR para garantia da segurança de abastecimento e para otimização dos investimentos na infraestrutura de transporte. Simultaneamente, tem referido a melhoria que se introduziria na arquitetura do mercado interno de eletricidade, desde que a DSR fosse colocada de modo transparente em igualdade de circunstâncias com a geração e o armazenamento, bem como o resultante aumento de competitividade. Tem, por outro lado, advogado um quadro europeu harmonizado, onde se deve iniciar projetos piloto que permitam acertar no terreno propostas de demonstração, pois entende que será da maior importância que a implementação europeia da arquitetura de DSR a definir seja tão alargada quanto possível e que ganhe raízes de profundidade. A REN tem acompanhado atentamente este posicionamento e o debate que o precedeu, e o seu envolvimento tem ficado refletido, por exemplo, na definição de prioridades de investigação, desenvolvimento e demonstração, bem como em contributos para diversos relatórios produzidos, com um forte empenho na atividade interna que a ENTSO-E vem desenvolvendo neste campo.
I
MPACTO DADSR
NO PLANEAMENTO E ADEQUAÇÃO DARNT
As linhas de trabalho que aqui se apontam não terão ainda um efeito visível no plano de
investimentos das infraestruturas da rede de transporte até 2020, dado tratar-se de preocupações emergentes e ainda dependentes de esforços conjugados de um alargado conjunto de atores do sistema elétrico, bem como do sistema energético mais geral, necessitando ainda de maior maturação e de apropriada regulamentação, para que se possa apresentar ao sistema elétrico como um instrumento disponível para uso comercial. Para além de 2020, admite-se que a DSR possa progressivamente vir a tomar peso na gestão dos sistemas de energia elétrica.
No horizonte temporal abrangido pelo presente PDIRT 2016-2025, os efeitos que se espera destas realidades serão ainda reduzidos, não se vislumbrando, à data presente, modificações substanciais no plano de investimentos ora previsto. Não obstante, admite-se que no futuro, eventuais
ocorrências mais exigentes de picos de carga nas subestações e rede, por exemplo por efeito de agravamento de temperatura e/ou alterações significativas na contribuição da produção embebida para alimentação da carga natural numa determinada subestação, possa ser, no horizonte final do PDIRT, controlada também com a participação da DSR, evitando reforços adicionais de rede e/ou transformação que, caso contrário, seriam necessários para ultrapassar essas solicitações mais extremas.
2.3.2. Interruptibilidade
A Portaria n.º 592/2010, de 29 de Julho, institui que o serviço de interruptibilidade como o serviço de sistema em que o consumidor reduz voluntariamente o seu consumo de eletricidade para um valor inferior ou igual ao valor da potência residual, em resposta a uma ordem de redução de potência dada pelo operador da rede de transporte (ORT).
PRESSUPOSTOS DO PLANO FLEXIBILIDADE NA PROCURA
PDIRT 2016-2025
Estabelece ainda que a prestação do serviço pode ser efetuada por todas as instalações
consumidoras com potências interruptíveis superiores a 4 MW que adquirem a energia em regime livre (aquisição direta em mercado organizado ou através de contratação bilateral ou,
indiretamente, através de comercializadores a atuarem em regime livre), ao mesmo tempo que atribuiu a gestão administrativa, técnica e operacional deste serviço ao ORT.
De acordo como o Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema, o ORT pode emitir ordens de redução de potência quando:
A Reserva de Regulação disponível for inferior aos limiares de segurança estabelecidos no referido Manual;
Ordem de redução de potência emitida por trabalhos na RNT e/ou situações de risco para a segurança do sistema elétrico;
Ordem de redução de potência a pedido do ORD.
Desta forma, o serviço de interruptibilidade é um dos mecanismos geridos pelo ORT que permite assegurar a fiabilidade do SEN, constituindo uma ferramenta operacional à disposição do Gestor do Sistema nos termos previstos na portaria referida supra.
PRESSUPOSTOS DO PLANO PREVISÃO DA EVOLUÇÃO DA OFERTA PDIRT 2016-2025
2.4. A PREVISÃO DA EVOLUÇÃO DA
OFERTA
2.4.1. Considerações gerais
A evolução considerada no presente PDIRT para o sistema eletroprodutor nacional é apresentada em seguida. Esta evolução teve em conta as decisões do Governo português para a evolução da oferta de eletricidade, as licenças de produção atribuídas pela DGEG, bem como outros pedidos de ligação à rede de centros eletroprodutores.
De acordo com o DL n.º 172/2006, de 23 de agosto, na sua atual redação, do conjunto de
instrumentos que a elaboração do PDIRT deve ter em consideração e a que o operador da RNT está obrigado, faz parte o ‘RMSA mais recente’ (cf. alínea b) do n.º 5 do artigo 36.º do referido DL), fazendo eco das políticas energéticas nacionais superiormente estabelecidas.
Neste PDIRT, a oferta considerada ao longo dos horizontes chave do Plano, é a que resulta do parque produtor previsivelmente instalado no final do ano imediatamente anterior ao do período de vigência do Plano, acrescido das novas grandes centrais e dos montantes instalados em fontes de energia dispersa pelo território continental, sobretudo proveniente de fontes de energia renovável, definidos como metas de política energética, adicionada da capacidade de interligação com outras redes de muito alta tensão, neste caso com a rede espanhola.
Na Figura 2-15 ilustra-se a distribuição geográfica da potência instalada dos centros electroprodutores que se considerou em serviço no horizonte de 2025.
FIGURA 2-15