Tendências do mercado europeu de energia elétrica que afetam os hidrogeradores noruegueses – Ameaça ou oportunidade?
A Transição Energética – Uma Ameaça para os Pequenos Produtores de Energia Hídrica?
O sector energético tem passado por enormes mudanças nos últimos anos:
Os rápidos avanços na tecnologia eólica e solar aliados a programas subsidiários renováveis levaram a um investimento em larga escala na geração renovável em toda a Europa. Uma vez construídas, estas centrais eólicas e solares são capazes de gerar energia a um custo marginal quase nulo – em resultado disto, bem como da queda do preço do petróleo, os preços da energia por grosso foram contidos em toda a Europa:
Na Alemanha, onde o impulso para a “Transição Energética” (ou seja, a crescente mudança para a geração de energia eólica e solar) foi sentido mais cedo, os preços médios do mercado grossista de energia caíram 65% desde 2010[1]. Como resultado, muitos geradores de energia térmica (centrais elétricas a petróleo, gás e carvão) foram empurrados para fora do mercado e cessaram as suas atividades.
Uma vez que a acumulação de energia eólica e solar nos mercados nórdicos aconteceu mais tarde (e a um ritmo muito mais lento do que na Alemanha), o efeito foi ligeiramente atenuado aqui, com uma diminuição de preços de ‘apenas’ 50% desde 2010. Com base nos sinais atuais do mercado, porém, parece que esta tendência irá continuar na Noruega pelo menos até 2020.[2] Esta mudança no ambiente do mercado juntamente com a redução dos preços de El-Certificate[3] tem desfavorecido desproporcionadamente os pequenos geradores de energia hídrica noruegueses, que se veem confrontados com um alargamento significativo do período de amortização dos seus investimentos (ou que lutam para recuperar o seu retorno sobre o investimento total).
Novas Oportunidades de Mercado para Produtores Flexíveis?
Ao mesmo tempo, estes desenvolvimentos do mercado também abrem novas oportunidades para os produtores de energia do Norte:
Uma vez que a produção de centrais eólicas e solares depende do tempo, a sua produção varia bastante ao longo do tempo – o gráfico seguinte mostra como a produção eólica alemã pode facilmente variar em mais de 10 GW num único dia.
Consequentemente, os países com uma maior percentagem de geração ‘nova renovável’ (eólica e solar) experimentam uma maior volatilidade de preços nos mercados energéticos.
Embora ainda não exista uma grande geração de energia eólica na Noruega, o mercado norueguês ainda está exposto aos efeitos da energia eólica nos países vizinhos (como a Alemanha, a Suécia e o Reino Unido) devido às linhas de interconexão existentes. Em grande medida devido a isto, a variação de preços[4] no Day-Ahead Nórdico quase triplicou nos últimos 3 anos.
Isto significa que para os produtores de energia hídrica, que têm um armazenamento, a produção de energia no momento certo tornou-se cada vez mais importante, uma vez que a diferença entre as horas de preço mais baixo e mais alto dentro do ano está a aumentar:
Por exemplo, no ano 2016, as 1000 horas mais baixas tinham um preço médio de 17,28 euros/MWh, enquanto as 1000 horas mais caras eram comercializadas a 43,66 euros/MWh.
Mas mesmo assim, a volatilidade é ainda relativamente moderada em comparação com o resto da Europa:
Quando consideramos que a Alemanha ainda tem aproximadamente o dobro da volatilidade do mercado à vista do que o mercado nórdico, devemos perguntar-nos se as mudanças de mercado que observámos nos últimos 3 anos na Noruega são talvez apenas o início de uma tendência maior?
Tendências da Europa Continental a chegar à Noruega
Olhando para o futuro, existem na realidade 3 fatores que irão influenciar os mercados nórdicos nos próximos anos e que deverão aumentar ainda mais a volatilidade:
- A capacidade da energia eólica na própria Noruega irá aumentar (por exemplo, o parque eólico “Fosen” construído pela Statkraft com uma capacidade total de 1000 MW está programado para entrar gradualmente em funcionamento de 2018 a 2020[5])
- A capacidade da energia eólica construída nos países vizinhos (Alemanha, Suécia, Reino Unido) continua a aumentar (por exemplo, só em 2016, a Alemanha acrescentou mais 5 GW de energia eólica, elevando a capacidade total instalada de energia eólica na Alemanha para 45 GW)[6].
- Estão atualmente em construção linhas de interconexão adicionais para países com maior volatilidade do mercado (por exemplo, os cabos Nordlink e NorGer que ligam a Noruega e a Alemanha)
O comércio a curto prazo tornar-se-á cada vez mais importante
E não é apenas o mercado de day-ahead (ELSPOT) que será influenciado pelo aumento da interconexão e construção de energias renováveis na Noruega:
Além disso, a harmonização dos mercados intradiários no âmbito do esquema X-Bid (programado pela Nordpool para estar disponível a partir do 1º trimestre/2018) permitirá aos participantes no mercado norueguês negociar com contrapartes de toda a Europa.
Como resultado, o mercado intradiário (ELBAS) e a regulação dos preços da energia também deveriam tornar-se mais semelhantes à Europa continental (e, portanto, muito mais voláteis). O gráfico seguinte comparando os preços regulares de energia na Noruega (NO1 / Oslo) com os preços regulares de energia alemães[7] mostra claramente o quanto maiores oscilações de preços podem tornar-se possíveis com o aumento da interligação:
Esta volatilidade crescente no dia seguinte, intradiária e reguladora dos preços de energia apresenta oportunidades para os produtores de energia hídrica flexíveis capazes de reagir aos sinais do mercado de uma forma flexível para aumentar as suas receitas.
Com tais aumentos de volatilidade do mercado previstos para os próximos anos, ser flexível e produzir de acordo com os sinais do mercado a curto prazo permitirá aos geradores captar a maior receita (euros/MWh) da sua produção.
Ao mesmo tempo, uma regulação mais exigente dos preços da energia elétrica significa também que uma boa previsão da produção e uma gestão adequada dos desequilíbrios tornar-se-á um fator crucial para o sucesso financeiro das centrais elétricas run-of-river.
Na parte 2 desta série de artigos, vamos 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.
- A parte 3 irá concentrar-se nos desafios de uma previsão adequada e de uma gestão de desequilíbrios para as centrais run-of-river sob este novo ambiente de mercado.
1] Fonte: EPEX Spot, veja http://www.epexspot.com/en/market-data/dayaheadauction
2] Fonte: Nordpoolspot, veja http://www.nordpoolspot.com/historical-market-data/, NASDAQ commodities
[3] Fonte: SKM, veja http://www.skm.se/priceinfo/history
[4] Para uma variável aleatória do vetor A composta por n observações escalares, a variância (ou volatilidade) é definida como sendo onde está a média de A:
[5] Fonte: Statkraft, veja http://www.statkraft.com/IR/stock-exchange-notice/2016/europes-largest-onshore-wind-power-project–to-be-built-in-central-norway–/
[6] Fonte: German wind power association, veja https://www.wind-energie.de/themen/statistiken/deutschland
[7] Fonte: Amprion reBAP Ausgleichsenergiepreis, veja http://www.amprion.net/ausgleichsenergiepreis
