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REN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A. | NOVEMBRO DE 2017

CAPACIDADES INDICATIVAS DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS

COMERCIAIS PARA O ANO DE 2018

(ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E REE)

Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 2018

1

ÍNDICE

SUMÁRIO EXECUTIVO ............................................................................................................. 2

1. ÂMBITO ............................................................................................................................ 6

2. METODOLOGIA .................................................................................................................. 7

3. CONTEÚDO ....................................................................................................................... 8

4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE 2017 ......................................................................... 9

4.1 Projetos de reforço da RNT ...................................................................................... 9

4.2 Evolução da capacidade de interligação nos primeiros onze meses de 2017 ...... 10

5. PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM 2018 ................................ 11

5.1 Perspetivas de evolução da estrutura física da RNT em 2018 .............................. 11

5.2 Perspetivas de evolução do parque eletroprodutor em 2018 .............................. 12

5.3 Plano de Indisponibilidades para 2018 .................................................................. 12

6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO ............................................................. 13

6.1 Situações de rede .................................................................................................... 13

6.2 Cenários da rede de Espanha ................................................................................. 14

6.3 Capacidade técnica das linhas de interligação ...................................................... 14

6.4 Cenários de produção PEGHGT ............................................................................... 15

6.5 Cenários de carga .................................................................................................... 15

6.6 Colocação do parque eletroprodutor Português.................................................... 16

6.7 Indisponibilidades de elementos da rede e do parque eletroprodutor ................ 17

6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas ........................................................ 18

6.9 Condições da análise de segurança ........................................................................ 18

7. PRINCIPAIS RESTRIÇÕES TÉCNICAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO (RESULTANTE APENAS

DE RESTRIÇÕES NA RNT)................................................................................................... 19

7.1 Capacidade Técnica de Interligação ....................................................................... 19

7.2 Condicionamentos do parque eletrorodutor ......................................................... 22

8. CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA

RNT) ................................................................................................................................ 23

9. AGREGAÇÃO DAS ESTIMATIVAS INDIVIDUAIS DA REN E DA REE ............................................ 26

10. CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................................. 28

BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................... 31

GLOSSÁRIO ......................................................................................................................... 32

ANEXOS ................................................................................................................................. I


2

SUMÁRIO EXECUTIVO

1. O presente relatório, “Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o

Ano de 2018”, dá provimento ao estipulado nos artigos 31.º e 32.º do Regulamento de

Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de dezembro de 2014, quanto à

determinação dos valores previsionais de capacidade de interligação disponível para fins

comerciais (“NTC”) para o ano seguinte.

Para a determinação do valor de NTC, foi seguida a metodologia aprovada pela Entidade

Reguladora dos Serviços Energéticos (“ERSE”) em 13 de fevereiro de 2007 [2] que tem por

base a deteção do limite máximo do saldo de trocas no conjunto das interligações,

respeitando os critérios de segurança da Rede Nacional de Transporte de eletricidade

(“RNT”), quer em regime normal de operação da RNT, quer em regime de contingência.

As capacidades apresentadas neste relatório refletem as situações mais restritivas

identificadas tanto na RNT como na rede de transporte espanhola, suportadas em

diferentes cenários de funcionamento do sistema elétrico ibérico interligado, considerando

os procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional do

operador da rede de transporte (ORT) de Portugal e do ORT de Espanha, respetivamente

REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. e Red Eléctrica de España, S.A. Estes procedimentos

foram estabelecidos em 2008 por intermédio da assinatura do “Acordo Conjunto REN-REE

sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação” [3].

Em conformidade com o disposto no artigo 32.º do RARI, a matriz de capacidades que agora

se apresenta, resulta da agregação das estimativas individuais efetuadas pela REN e REE,

correspondendo deste modo ao mínimo dos valores calculados por cada ORT ibérico, para

cada um dos sentidos do fluxo e para cada período.

Importa referir que os valores de NTC contidos nesta matriz não incorporam informação

sobre eventuais reduções induzidas por limitações operacionais impostas pelo parque

eletroprodutor nacional, as quais serão determinadas apenas na gestão operacional da RNT.

Adicionalmente, realça-se o caráter indicativo destes resultados, na medida em que as

ocorrências na operação real do sistema podem diferir das situações típicas consideradas

representativas neste cálculo. Em particular, estas capacidades são, entre outros fatores,

muito dependentes das efetivas indisponibilidades de elementos da RNT que ocorrem em


3

sede de exploração normal das redes de transmissão de energia elétrica, devido,

nomeadamente, a operações de manutenção, entre outras.

2. O cálculo da capacidade comercial de interligação baseia-se numa determinação prévia das

efetivas capacidades técnicas da rede física de Muito Alta Tensão (“MAT”), deduzida de

uma margem de 10 % (com o mínimo de 100 MW) para colmatar incertezas ao nível da

previsão da operação do sistema.

A tabela seguinte ilustra os valores de NTC previstos para 2018, tanto para saldos de trocas

no sentido Espanha→Portugal (importação), como no sentido Portugal→Espanha

(exportação). A determinação dos valores de NTC foi efetuada por período tarifário (horas

de “Ponta e Cheia” e horas de “Vazio”) e apresentada mensalmente sempre que

considerado relevante. Os resultados apresentados a “negrito” e a “itálico” na primeira

coluna, correspondente a cada período tarifário, são referentes aos valores obtidos com o

Plano de Indisponibilidades inativo, ou seja, com todos os elementos das redes de

transporte portuguesa e espanhola disponíveis. Na segunda coluna desse mesmo período

tarifário, são ilustrados os valores das capacidades que resultam da execução do Plano de

Indisponibilidades programadas da REN e da REE (com base nos procedimentos coordenados

de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois ORT).

Embora as indisponibilidades sejam calendarizadas e acordadas entre ambos os operadores

de rede para os períodos mais favoráveis de operação dos sistemas elétricos interligados

(neste trabalho só foram consideradas indisponibilidades com duração superior a 15 dias),

é notório que algumas delas podem induzir reduções de capacidade relativamente aos

valores de NTC calculados na hipótese de total disponibilidade dos elementos das redes.

3. No sentido de trocas Portugal→Espanha, não se prevê que a capacidade de interligação

venha a apresentar valores inferiores a 2 200 MW, a não ser em períodos em que venham a

ocorrer indisponibilidades de elementos de rede e nos quais os valores de capacidade

podem ser reduzidos até cerca de 1 000 MW.


4

CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2018

ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E DA REE

(Sem considerar limitações do parque eletroprodutor)

Sentido das trocas Portugal → Espanha Espanha → Portugal

Período tarifário Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio

Plano de indisp. programadas de elementos da rede

Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo

Janeiro

3100

-

2700

-

1620

-

2160

-

Fevereiro 1800 - - -

Março - 1170 1980

Abril

2610

2160

2430

2160

1620

1440

1890

1710

Maio 2520 2300 - -

Junho

2400

2000

2200

-

2340

1620

2610

2520

Julho - - 1620 2520

Agosto 2400 - 2200 - 2160 1980 2520 2300

Setembro

2700

1750

2600

1900

2250

1620

2790

2700

Outubro 1200 1900 1620 1400

Novembro

2970

1000

2610

2520

1620

-

2250

2160

Dezembro 1980 2520 - 2160

NOTAS:

Em regimes de reduzida produção renovável, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para

exportar pode ser inferior aos valores de capacidade disponibilizados pela RNT.

Em regimes de forte produção renovável, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no

sentido Espanha→Portugal podem ser inferiores aos apresentados, por necessidade de assegurar a reserva de segurança

do sistema.

Para efeitos do cálculo da capacidade de interligação, apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior

ou igual a 15 dias.

Na presença de indisponibilidades fortuitas ou ainda que programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os

valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 2018, divergir em relação aos

indicados.

Os valores de capacidade decorrentes da consideração do “Plano de Indisponibilidades Programadas” só são apresentados

quando os mesmos induzem limitações mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos

disponíveis.

Até à conclusão do eixo a 400 kV entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão podem ocorrer limitações

à produção do parque produtor hídrico desta zona e/ou reduções à capacidade de interligação, de forma a garantir o

cumprimento dos “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” [1], face ao acréscimo da potência instalada na

região (num total aproximado de quase 1 000 MW, com a entrada em serviço das centrais de Salamonde II e de Frades II).


5

4. Para trocas no sentido Espanha→Portugal, estima-se que a capacidade de interligação

venha a apresentar, nomeadamente nos períodos com registos mais elevados de carga,

valores mínimos numa gama de ca. 1 600 MW a 2 300 MW, mas que poderão vir a ser

inferiores (da ordem dos 1 200 MW) em presença das indisponibilidades programadas de

elementos de rede. De salientar que na maior parte dos períodos analisados, a restrição de

capacidade de interligação deve-se a desvios angulares de valor elevado entre as

subestações de Alto Lindoso e de Cartelle, em consequência do disparo conjunto das

interligações a 400 kV Alto Lindoso - Cartelle 1 e 2, que partilham os mesmos apoios.

Antevê-se que, mesmo após 2018 e em alguns períodos do ano, no sentido

Espanha→Portugal continuem a ocorrer valores de capacidade de interligação inferiores a

2 000 MW. Efetivamente, só após a entrada em serviço da futura linha de interligação a

400 kV Ponte de Lima – Fontefría é que se prevê poder incrementar a capacidade de

interligação, em particular no sentido Espanha→Portugal, de forma a se obter de forma

sustentada valores mínimos de capacidade de interligação de 3 000 MW (em ambos os

sentidos), objetivo que se encontra contemplado no âmbito do desenvolvimento do

Mercado Ibérico de Eletricidade – MIBEL.

5. Até à conclusão do eixo a 400 kV entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de

Famalicão, e decorrente do já verificado aumento da potência de produção instalada na

região do Minho (num total aproximado de quase 1 000 MW com a entrada em serviço das

centrais de Salamonde II e de Frades II), os valores de capacidade agora enunciados podem

vir a ser inferiores em cenários de elevada produção nesta região e/ou ocorrerem situações

com restrição de produção, por forma a garantir o cumprimento dos “Padrões de Segurança

para Planeamento da RNT” [1].


6

1. ÂMBITO

Este relatório, elaborado pela REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A. (doravante denominada

REN), enquanto concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento aos

artigos 31.º e 32.º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição

de dezembro de 2014.

Segundo o n.º 2 do citado artigo 31.º, o operador da rede de transporte em Portugal

continental “… deve efetuar os estudos necessários à determinação da capacidade de

interligação disponível para importação ou exportação que pode ser utilizada livremente para

fins comerciais, referida no n.º 1, simulando diferentes cenários de produção e consumo para

diferentes regimes de hidraulicidade e eólicos”. Também de acordo com o n.º 4 do mesmo

artigo, os estudos relativos à determinação da capacidade de interligação devem abranger

“… cada um dos meses do próximo ano civil”.

A REN, nos termos dos artigos 33.º e 40.º do RARI, irá publicar e manter disponível na sua

página de Internet os valores indicativos de capacidade de interligação para fins comerciais

e atualizá-los-á sempre que haja alterações que o justifique.

As análises técnicas realizadas neste estudo debruçaram-se apenas sobre a rede portuguesa,

incluindo as linhas de interligação, em sintonia com os critérios de segurança acordados entre

a REN e a Red Eléctrica de España, SA (doravante denominada por REE) no “Acordo conjunto

REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação” [3]. Em consequência, os

valores de capacidade resultantes desta análise são em seguida confrontados com os

calculados e disponibilizados pelo operador de rede de transporte espanhola, REE, a fim de

se obter uma matriz de capacidades comerciais de interligação para o ano de 2018, em que

os valores finais de capacidade passarão a ser os mais restritivos no conjunto das análises

efetuadas por cada uma das empresas.

Deve salientar-se o carácter indicativo destes valores, visto que os mesmos são estimados

com uma larga antecipação no tempo e têm por base situações típicas consideradas

representativas do funcionamento dos sistemas elétricos ibéricos interligados, enquanto na

operação real do sistema podem ocorrer situações particulares, quer de alocação do parque

produtor, quer de indisponibilidades de elementos da rede, que alterem de modo mais ou

menos significativo os valores agora apresentados.


7

2. METODOLOGIA

A metodologia para a determinação da capacidade de interligação anual que serviu de base

ao presente estudo, foi aprovada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (“ERSE”)

em 13 de fevereiro de 2007 [2] e tem por base a deteção do limite máximo do saldo de trocas

no conjunto das interligações, a partir do qual os critérios e regras de segurança mencionados

em [2] e [3] deixam de ser respeitados, quer em regime normal de operação da RNT quer em

regime de contingência.

Em janeiro de 2008 a REN e a REE celebraram o já referido “Acordo conjunto REN-REE sobre:

Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação”, no qual estipularam um conjunto de

procedimentos operacionais necessários à realização destes estudos. De forma a dar

cumprimento a este acordo, para a realização do presente cálculo a REN e a REE trocaram,

entre si, as topologias de rede, os cenários de geração/consumo, as ordens de mérito do

parque produtor Ibérico em cenários de importação/exportação e o Plano de

Indisponibilidades de elementos de rede e do parque produtor antevistos para o ano de 2018.

Efetivamente, o processo de cálculo da capacidade de interligação divide-se em dois níveis

de análise:

- Identificação de eventuais violações dos limites térmicos de capacidade dos

elementos da RNT, tanto para o funcionamento da rede em condições de

disponibilidade total dos seus elementos (regime ‘n’), como em condições de

contingência (regimes ‘n-1’ e ‘n-2’). Para determinar o valor de carga nos elementos

da RNT em função da variação imposta para o saldo de potência de interligação,

utilizou-se o modelo de aproximação linear (DC1) incluído na ferramenta informática

PSS/E de simulação de redes. A necessidade desta aproximação prende-se com o

elevado número de situações típicas de operação analisadas, que tornaria o processo

de cálculo bastante pesado/demorado se o mesmo fosse feito em modelo de

simulação AC2. No entanto, verifica-se que, do ponto de vista do trânsito nos

elementos da RNT, este modelo simplificado apresenta resultados bastante fiáveis;

- Confirmação ou retificação dos valores de capacidade de interligação com base no

modelo AC, através da verificação do cumprimento do critério de desvio angular

1 “Direct Current”, i.e., corrente contínua. 2 “Alternating Current”, i.e., corrente alternada.


8

máximo entre duas subestações após contingência e o de aceitabilidade de perfis de

tensão.

Os trânsitos de potência, perfis de tensão e desvios angulares obtidos para a situação mais

limitativa em cada período do ano analisado, apresentam-se nos esquemas unifilares

colocados em anexo.

Os ensaios para a deteção de sobrecargas em regime de contingência ‘n-1’ e ‘n-2’ foram

limitados, por razões práticas, a valores de troca de 4 000 MW em ambos os sentidos. De

facto, análises posteriores dedicadas a investigar as desfasagens angulares e os perfis de

tensão vieram mostrar que, num número considerável de cenários, não serão aceitáveis

valores de capacidade superiores a cerca de 4 000 MW com a estrutura da rede ibérica

prevista para 2018.

3. CONTEÚDO

Para além da indicação dos valores da capacidade de interligação técnica, que resulta das

simulações da rede física de Muito Alta Tensão (MAT) para os vários cenários de rede, e da

disponível para fins comerciais, no sentido da exportação e da importação, este relatório

divulga ainda a seguinte informação para cada mês/conjunto de meses:

A topologia de rede portuguesa, através do esquema unifilar com a indicação do valor

dos trânsitos em cada elemento da rede, perfis de tensão e desvios angulares, para a

situação limite de capacidade de troca, tanto no sentido de importação como no

sentido de exportação (para obter informação mais detalhada acerca da rede

consultar a “Caracterização da RNT” [4], disponível na página de internet da REN);

As cargas em cada subestação da RNT em três diferentes situações do diagrama de

carga: horas de ponta, cheia e vazio;

Os planos de produção do parque eletroprodutor português da grande térmica e

grande hídrica, de acordo com a ordem de mérito previsional e tendo em conta os

regimes hidrológicos;

O volume considerado de ‘produção excluindo a grande hídrica e a grande térmica’

(PEGHGT), quer a ligada em MAT, quer a ligada a 60 kV ou a redes de tensão inferior;

A capacidade técnica de transporte de cada linha de interligação.


9

Pretende-se que este conjunto abrangente de informação, para além de preencher os

requisitos do artigo 32.º do RARI, disponibilize também uma fonte alargada e coerente de

informação que torne o conteúdo deste relatório facilmente interpretável e compreensível

por terceiros.

4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE 2017

4.1 Projetos de reforço da RNT

Para efeitos deste cálculo foi considerado um conjunto de projetos de reforço da RNT, que

contribuem para a integração de nova geração, a melhoria do abastecimento dos consumos

e a flexibilidade de adaptação da rede a novos perfis de alocação do parque produtor em

ambiente de mercado.

Deste conjunto de reforços, que apresentam igualmente um impacto positivo na segurança

global do sistema e/ou na manutenção e/ou melhoria da capacidade de interligação,

destacam-se os seguintes:

Remodelação com reforço da sua capacidade de transporte, das linhas a 400 kV

Recarei - Feira, Lavos – Rio Maior, Batalha – Paraimo, Pego – Rio Maior e

Falagueira - Cedillo. Este incremento, associado à necessidade de renovação do ativo,

permite dotar a rede de maior flexibilidade de operação;

Segundo autotransformador 400/150 kV, de 450 MVA, da subestação de Tavira. A

instalação desta segunda unidade permite continuar a assegurar a articulação entre

as redes de 400 e de 150 kV no sotavento algarvio, mesmo em caso de

indisponibilidade/contingência da, até agora, única unidade instalada, melhorando

assim as condições para o abastecimento a consumos nesta zona do Algarve, bem

como para a capacidade de escoamento da produção ligada na área de influência das

subestações de Tavira e de Estoi;

Reatância ‘shunt’ da Feira. Este equipamento vem reforçar a capacidade do ORT em

controlar o perfil das tensões na RNT, que tem vindo a apresentar valores elevados

em períodos de operação do sistema de considerável duração, contribuindo, por um

lado, para um controlo adequado desses níveis de tensão na rede, e por outro para a

salvaguarda da segurança da operação da RNT.


10

4.2 Evolução da capacidade de interligação nos primeiros onze meses de 2017

Os valores de capacidade (horários) efetivamente disponíveis no mercado diário (MIBEL) já

verificados no corrente ano de 2017 (até meados de novembro de 2017) encontram-se

reproduzidos nos dois gráficos de barras que se seguem.

No sentido Portugal→Espanha verifica-se a existência de valores de capacidade de

interligação disponível para o mercado sustentadamente na ordem dos 2 500 MW ou até

mesmo superior em cerca de 80 %

do tempo, apresentando um

significativo acréscimo face a 2016.

Os valores observados no sentido

Espanha→Portugal revelam

também uma tendência

sustentável de valores iguais ou

superiores a 1 500 MW em mais de

90 % do tempo e iguais ou

superiores a 2 000 MW em

aproximadamente 60 % do tempo.

Constata-se, ainda assim, a

persistência de valores inferiores a

1 500 MW de capacidade de

interligação no sentido

Espanha→Portugal em cerca de

10 % do tempo. Na sua grande

maioria, estes valores reduzidos de

capacidade verificam-se em cenários desfavoráveis do parque eletroprodutor português

(períodos de menor carga e de maior produção renovável, nomeadamente eólica).

A médio prazo, prevê-se vir a alcançar de forma sustentada o valor mínimo de 3 000 MW para

NTC entre Portugal e Espanha em ambos os sentidos, para o que é fundamental a colocação

em serviço da futura linha de interligação a 400 kV Ponte de Lima – Fontefría, para além da

conclusão do eixo a 400 kV no Minho entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto

(através de Ponte de Lima e de Vila Nova de Famalicão).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

< 1000 [1000-1500[ [1500-2000[ [2000-2500[ [2500-3000[ ≥ 3000

% d

o a

no

Classes (MW)

Capacidade comercial de exportação (MW)(sentido Portugal -> Espanha)

2010

2013

2016

2017(até 19 Nov)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

< 1000 [1000-1500[ [1500-2000[ [2000-2500[ [2500-3000[ ≥ 3000

% d

o a

no

Classes (MW)

Capacidade comercial de importação (MW)(sentido Espanha -> Portugal)

2010

2013

2016

2017 (até 19 Nov)


11

5. PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM 2018

5.1 Perspetivas de evolução da estrutura física da RNT em 2018

O mapa que se apresenta em seguida dá uma

panorâmica da estrutura da RNT que se prevê

em serviço no final de 2018.

Do conjunto de projetos de investimento da

RNT para 2018, como mais impactantes ao

nível da capacidade de interligação

destaca-se alguns reforços da capacidade de

transporte na rede de 400 kV,

nomeadamente das linhas Riba d’Ave –

Recarei 1 e Rio Maior – Alto de Mira,

facultando um incremento no valor da

capacidade de interligação e/ou redução nas

atuais restrições impostas à produção de

centrais em determinados cenários.

Numa perspectiva temporal mais alargada,

dada a sua importância ao nível das

capacidades de interligação, destaca-se

ainda, na zona do Minho, o eixo a 400 kV

entre as atuais subestações de Pedralva e de

Vila Nova de Famalicão, o qual cria condições

para o estabelecimento da futura

interligação Ponte de Lima – Fontefría, reforça a segurança de abastecimento aos consumos

da zona Minho litoral, como também introduz na RNT a capacidade de rede suficiente para

não prejudicar os atuais valores de capacidade de interligação3 e escoar sem restrições a

produção de toda a região do Minho, em particular a das novas centrais de Salamonde II e

Frades II.

3 Até à concretização deste eixo podem ocorrer limitações à produção do parque produtor hídrico desta zona e/ou reduções à capacidade de interligação, de forma a garantir o cumprimento dos “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” [1].


12

5.2 Perspetivas de evolução do parque eletroprodutor em 2018

No que diz respeito à potência instalada em grandes centrais, térmicas ou hídricas, não se

antevê qualquer alteração para o ano de 2018.

Quanto à PEGHGT, perspetiva-se que, nas suas várias componentes, durante o ano de 2018

os níveis globais de potência instalada apresentem um crescimento moderado.

5.3 Plano de Indisponibilidades para 2018

Os elementos da RNT que constam do Plano de Indisponibilidades programadas previsto para

o ano 2018 e que podem vir a ter reflexos mais significativos na capacidade de interligação4,

são apresentados na Tabela 2.

Tabela 2-Programa de indisponibilidades previstas para 2018 em elementos

da RNT com influência na capacidade de interligação.

Elemento da RNT (linhas ou autotransformadores)

Tensão [kV] Período

considerado

Bemposta – Lagoaça 1 220 fev a mar

Armamar – Recarei 400 mar

Pereiros – Rio Maior 1 220 mar

Pocinho – Aldeadávila 1 220 abr

Recarei – Vila Nova de Famalicão 400 abr

Pocinho – Saucelle 220 mai

Palmela – Sines 3 / Fanhões * 400 jun

Riba d’Ave – Recarei 1 400 jun a ago

Picote – Lagoaça 1 220 jun e ago

Pereiros – Rio Maior 2 / Pombal 220 jul a out

Rio Maior – Alto de Mira 400 ago a out

Sines – Ferreira do Alentejo 400 set e out

Ferreira do Alentejo – Alqueva 400 nov e dez

* Apenas ficará indisponível o troço de linha entre a zona do ‘T’ e a subestação de Sines.

Quando às indisponibilidades do parque gerador, elas são assumidas de acordo com a

informação fornecida pelos produtores, considerando-se, para este estudo, apenas aquelas

que poderão ter impacto no valor de NTC desde que tenham uma duração superior a metade

4 Para efeitos de simulação, apenas foram consideradas as indisponibilidades de elementos da rede cuja duração seja superior a 15 dias.


13

do período de tempo analisado. Mais especificamente, os grupos considerados indisponíveis

para efeitos deste trabalho são:

um grupo na central termoelétrica a gás natural do Ribatejo, no período de abril a

maio;

um grupo na central termoelétrica a gás natural de Lares, no período de abril a maio;

um grupo na central termoelétrica a carvão do Pego, no período de abril a maio;

um grupo na central termoelétrica a carvão de Sines, no período de junho a julho;

um grupo da central hidroelétrica de Foz Tua, no período de abril a maio e no de

junho a julho;

um grupo na central hidroelétrica da Aguieira, no período de agosto;

o grupo 4 da central hidroelétrica de Miranda, no período de agosto;

um grupo na central hidroelétrica de Alto Lindoso, no período de agosto e no de

setembro a outubro.

6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO

6.1 Situações de rede

Para cada mês, não considerando o Plano de Indisponibilidades Programadas para 2018, são

avaliadas três situações de carga (ponta, cheia e vazio), conjugadas com dois regimes

hidrológicos (húmido e seco) e dois cenários de produção eólica (10 % e 65 % da potência

instalada), e ainda para as duas situações de troca (importação e exportação), perfazendo

um total de 288 potenciais situações para simulação. Da análise de anos passados constata-se

a existência de meses com comportamentos similares entre si ao nível do perfil de geração,

capacidade dos elementos da RNT e dos consumos, tendo-se assim procedido à agregação de

alguns meses num total de seis períodos, com consequente redução para 144 no número de

cenários em estudo.

Contudo, assumindo-se por experiência anterior que algumas das situações não se revelam

limitativas, ou que a restrição é imputável ao parque eletroprodutor (nomeadamente as

importações nos regimes de forte produção renovável e cargas de vazio), foram excluídos das

análises 40 desses casos. Nos quadros de detalhe apresentados em anexo esses casos são

referidos como “n.s.” (não simulado).


14

6.2 Cenários da rede de Espanha

Por parte da REE e tendo presente o “Acordo conjunto REE-REN sobre: Cálculo da Capacidade

Comercial de Interligação”, recebeu-se a topologia, o perfil de geração/consumo e a ordem

de mérito das centrais relativos a cinco períodos do ano de 2018, assim como o plano de

indisponibilidades programadas de elementos da rede espanhola para o referido ano.

6.3 Capacidade técnica das linhas de interligação

A Tabela 3 ilustra a capacidade técnica de transporte de cada uma das linhas de interligação

em condições normais de operação de acordo com [1].

Tabela 3 – Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT1

kV Linha

Capacidade em regime nominal

[MVA]

Inverno Verão

400

Alto Lindoso – Cartelle 1 1660 1390

Alto Lindoso – Cartelle 2 1660 1390

Lagoaça - Aldeadávila 1706 1469

Falagueira – Cedillo 2 1663 1400

Alqueva – Brovales 2 1386 1280

Tavira – Puebla de Guzmán 2 1386 1386

220

Pocinho – Aldeadávila 1 435 374

Pocinho – Aldeadávila 2 435 374

Pocinho – Saucelle 430 360

130 Lindoso – Conchas 3 131 90

1 A capacidade técnica de cada linha de interligação resulta do menor valor entre os troços português e espanhol, tendo em conta as características de projeto da linha e o equipamento de painéis terminais.

2 A capacidade destes circuitos é limitada, sempre ou em alguns períodos, por equipamento dos painéis terminais.

3 Linha que em regime normal de operação está desligada.


15

6.4 Cenários de produção PEGHGT

A PEGHGT, para efeitos do presente relatório, inclui a seguinte geração: eólica, mini-hídrica,

cogeração, solar e outras. Atendendo à previsão de uma reduzida evolução da sua potência

instalada ao longo de 2018, foi considerado um valor de potência instalada constante ao longo

do ano. Na tabela seguinte, são ilustrados os principais dados sobre esta produção.

Tabela 4 – Cenários de potência PEGHGT instalada em 2018

Tipo Potência [MW]

Eólica 5250

Mini-hídrica* 620

Cogeração 1450

Solar 500

Outros 280

* Inclui 180 MW de PRO hídricas com potência inferior a 30 MW

Registe-se que os valores apresentados traduzem, à data de publicação deste relatório, a

melhor previsão possível, tendo presente, não só a informação contida nos pedidos de

ligação, como também o contacto regular com os promotores.

6.5 Cenários de carga

Os diferentes cenários previsionais de consumo (situações de carga de horas de ponta, de

cheia e de vazio) para cada período do ano de 2018 analisados neste trabalho, são

apresentados em detalhe na Tabela 5.

De referir que os regimes de carga simulados visam abranger um largo conjunto de cenários

representativos da operação do Sistema Elétrico Nacional (“SEN”), não sendo considerados

para este efeito cenários mais exigentes (ponta máxima/vazio mínimo, cuja ocorrência tem

uma duração mais limitada no conjunto das horas do ano).


16

Tabela 5 – Valores de carga, em MW, por cada patamar do diagrama de cargas para 2018

Mês Ponta Cheia Vazio

Janeiro

8130 6430 4160 Fevereiro

Março

Abril 6740 5770 3810

Maio

Junho 6990 5920 3990

Julho

Agosto 6470 5640 3970

Setembro 6770 5880 3930

Outubro

Novembro 8170 6510 4250

Dezembro

6.6 Colocação do parque eletroprodutor Português

A alocação da produção das centrais para satisfazer o consumo foi efetuada tendo em conta

as orientações das Diretivas Europeias sobre a prioridade das energias renováveis e as

tendências mais recentes dos mercados, incluindo a evolução do preço da tonelada de CO2.

A produção PEGHGT é colocada como prioritária, sendo a produção eólica simulada para dois

cenários de produção: 10 % e 65 % da sua potência instalada. A produção mini-hídrica é

simulada de acordo com as produtibilidades típicas do regime hidrológico em causa e da sua

distribuição mais usual pelos períodos tarifários.

A variabilidade hidroelétrica é considerada através da simulação de cenários húmidos e secos,

representando, respetivamente, regimes de maior e menor produção por parte das centrais

hídricas.

Refira-se, no entanto, que nos períodos em que existam condições para uma elevada

produção hidroelétrica na região do Minho, poderão ocorrer situações com restrição de


17

produção nesta região para garantir as condições de segurança de operação da RNT. Tal

deve-se ao facto de as novas centrais de Salamonde II e de Frades II (com um total de potência

instalada ca. 1 000 MW) poderem, do ponto de vista do centro eletroprodutor, ter condições

para colocar esta potência sem que estejam ainda concluídos os reforços de rede previstos,

designadamente o novo eixo a 400 kV no Minho entre as subestações de Pedralva e de Vila

Nova de Famalicão. Após a conclusão deste eixo, ao qual falta o troço zona de Ponte de Lima

– Vila Nova de Famalicão, serão ultrapassadas as referidas restrições de geração.

No que concerne à colocação das centrais térmicas, é tido em consideração o nível de emissão

de CO2, a tecnologia existente e o rendimento associado à central. A tendência de evolução

do preço da tonelada de CO2 faz com que o diferencial de custos da geração com base nas

centrais a carvão relativamente às de gás natural se torne reduzido, mantendo-se, no

entanto, a tendência verificada nos últimos anos de um menor custo de produção por parte

das centrais a carvão.

Nesse sentido, para efeitos do cálculo indicativo da capacidade de interligação para 2018, a

alocação dos grupos térmicos foi realizada com vantagem para a tecnologia baseada no

carvão em detrimento da do gás natural.

Pretende-se que esta ordem de colocação das centrais reflita um conjunto abrangente e

representativo de cenários de operação do SEN, tão próximo quanto possível das reais

condições de funcionamento do mercado. No entanto, não só a evolução do preço dos

combustíveis e da tonelada de CO2, como também alterações substanciais das estratégias de

alguns operadores, pode levar a eventuais ajustes dos padrões considerados típicos na

presente estimativa e, consequentemente, a desvios efetivos no valor da capacidade de

interligação estimado.

6.7 Indisponibilidades de elementos da rede e do parque eletroprodutor

Em relação às indisponibilidades programadas de linhas e transformadores, apenas foram

consideradas as indisponibilidades superiores a 15 dias com influência na capacidade de

interligação, tanto para estrutura física da RNT como também para os elementos da rede

espanhola com influência na operação da rede portuguesa.

Tendo em conta o possível impacto que as indisponibilidades de elementos de rede podem

ter na capacidade de interligação, o passado recente demonstra que, por dificuldades por


18

vezes alheias às operadoras das redes, nem sempre é possível proceder à sua concretização

na data inicialmente prevista, fator que pode alterar os resultados agora publicados.

No que diz respeito ao parque eletroprodutor português, o plano de geração e a definição

das ordens de mérito por período tiveram em conta os períodos de indisponibilidades

programadas dos grupos geradores com impacto na capacidade de interligação (apenas foram

consideradas indisponibilidades com duração superior a metade do período em análise e com

impacto no valor da NTC).

6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas

O limite de saldo de trocas entre Portugal e Espanha apresentado neste documento para cada

período do ano de 2018, é obtido a partir de uma situação de rede base (cenário em que o

saldo de trocas é nulo) por redução (importação) ou por incremento (exportação) da produção

do parque eletroprodutor português em regime ordinário, e com uma atuação coordenada,

mas em sentido oposto, no parque eletroprodutor espanhol.

O ‘redespacho’ de geração dos parques eletroprodutores português e espanhol é efetuado

tendo em conta a estimativa dos custos variáveis das centrais, respeitando os mínimos

técnicos de cada uma delas, e tendo em conta os critérios de colocação do parque produtor.

De referir que a ordem de mérito das centrais espanholas foi transmitida pela REE.

6.9 Condições da análise de segurança

Para cada uma das situações de rede, foi efetuada a verificação dos valores de carga nos

equipamentos da RNT, tanto em regime normal, como em regime de contingência ‘n-1’ e

‘n-2’ (neste último caso apenas foram consideradas as contingências mencionadas em [2]).

Em regime normal de operação, não foi registada qualquer violação dos limites de

aceitabilidade de carga e de tensão.

Em regime de contingência, e numa primeira fase, foi analisada a evolução dos trânsitos nos

elementos da RNT relevantes5 para a determinação da capacidade de troca. Para além de se

terem simulado ciclicamente os disparos de todos os elementos da rede portuguesa, foram

também efetuadas algumas contingências sobre a rede espanhola para observar a sua

influência na alteração dos trânsitos nos elementos da RNT.

5 Elementos cuja variação de trânsito é superior a 1 % da variação do saldo de trocas.


19

Os ensaios para a deteção de eventuais sobrecargas em regime de contingência ‘n-1’ e ‘n-2’

foram limitados, por razões práticas, a 4 000 MW de troca em qualquer dos sentidos

(imp./exp.). De facto, as análises posteriores desenvolvidas mostram que, num número

considerável de cenários, não serão aceitáveis valores de capacidade superiores a 4 000 MW

com a estrutura de rede prevista ao longo de 2018.

7. PRINCIPAIS RESTRIÇÕES TÉCNICAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT)

7.1 Capacidade Técnica de Interligação

No Quadro 1, é ilustrado o valor obtido para a estimativa da capacidade técnica de

interligação da RNT nas horas de “ponta e cheia” e de “vazio” para o ano de 2018, tendo em

conta apenas as restrições em elementos da RNT. As indisponibilidades de meios de geração

com impacto na capacidade de interligação encontram-se contempladas, quer nos planos de

produção, quer nas ordens de mérito desta análise. Complementarmente, apresentam-se em

anexo esquemas unifilares com as situações de rede que dão origem aos valores indicados.

Os valores apresentados ilustram a capacidade prevista para 2018, tanto para saldos de trocas

no sentido Portugal→Espanha (exportação), como no sentido inverso (importação). A

determinação destes valores foi efetuada por período tarifário (horas de “Ponta e Cheia” e

horas de “Vazio”) e é apresentada mensalmente sempre que considerado relevante. Os

resultados representados a “negrito” e a “itálico” na primeira coluna, correspondente a cada

período tarifário, são referentes aos valores obtidos com o Plano de Indisponibilidades

Inativo, ou seja, com todos os elementos das redes de transporte portuguesa e espanhola

disponíveis. Na segunda coluna desse mesmo período tarifário, são ilustradas as capacidades

que resultam da aplicação do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE para

o ano de 2018 (o qual é disponibilizado à REN com base nos procedimentos coordenados de

troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois ORT) sempre

que os resultados obtidos forem mais restritivos e desde que a sua duração seja igual ou

superior a 15 dias.


20

QUADRO 1 – CAPACIDADE TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO PARA 2018

VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT

(Sem considerar limitações do parque eletroprodutor e da rede de Espanha)





Janeiro

3700

-

3000

-

1800

-

2400

-

Fevereiro - - - -

Março - 1300 2200

Abril

2900

2400

2700

2400

1800

1600

2100

1900

Maio 2800 2600 - -

Junho

4000

-

4000

-

2600

1800

2900

2800

Julho - - 1800 2800

Agosto 4000 - 4000 - 2400 2200 2800 2600

Setembro

4000

2300

4000

-

2500

1800

3100

3000

Outubro 2300 - 1800 3000

Novembro

3300

2200

2900

2800

1800

-

2500

2400

Dezembro 2200 2800 - 2400

NOTAS:





do sistema.


ou igual a 15 dias.



indicados.



disponíveis.






21

No sentido de Portugal para Espanha (exportação), constata-se a existência de valores de

capacidade na gama dos 2 700 a 4 000 MW, não considerando as indisponibilidades dos

elementos de rede nem as restrições da rede de transporte espanhola. Os valores mais

reduzidos resultam de restrições na linha de interligação a 400 kV Lagoaça – Aldeadávila, na

região do Douro Internacional, em períodos de forte produção hidroelétrica.

Há que referir poderem vir a ocorrer valores de capacidade ainda mais reduzidos, como

resultado do já verificado aumento da potência de produção hidroelétricas instalada na

região do Minho (centrais de Salamonde II e Frades II) sem que se esteja concluído o eixo a

400 kV entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão.

No sentido de Espanha para Portugal (importação), à semelhança do que tem ocorrido nos

anos anteriores, os valores mais restritivos identificados são impostos por diferença angular

entre duas instalações após contingência, nomeadamente por disparo da linha dupla de

interligação Alto Lindoso – Cartelle 1 e 2. Ao longo do ano de 2018, não considerando as

indisponibilidades de elementos de rede nem as restrições da rede de transporte espanhola,

perspetivam-se valores mínimos de capacidade de trocas na gama dos ca. 1 800 a 3 100 MW.

Face ao plano de indisponibilidades previsto para 2018, é de esperar reduções na capacidade

de interligação para valores mínimos da ordem dos ca. 2 200 e 1 300 MW, respetivamente

para saldos de troca no sentido de Portugal para Espanha e de Espanha para Portugal.

Salienta-se que a significativa redução da estimativa da capacidade de trocas no sentido de

Portugal para Espanha (de 4 000 MW para 2 300 MW no mês de setembro e outubro) encontra-

se associada à indisponibilidade da linha a 400 kV Ferreira do Alentejo - Sines.

A existência de desvios angulares elevados encontra-se associada a valores significativos de

trânsito nas linhas de interligação, que são motivados pela natural circulação de energia

entre as redes portuguesa e espanhola e que aumentam com o próprio incremento do

montante de trocas com Espanha.

Esta situação foi já identificada em estudos anteriores de planeamento conjunto entre a REN

e a REE, apenas ficando ultrapassada com o reforço da interligação entre Portugal e Espanha,

designadamente após a concretização da linha de interligação a 400 kV Ponte de

Lima – Fontefría.


22

7.2 Condicionamentos do parque eletrorodutor

A capacidade de interligação disponível para trocas comerciais de energia elétrica entre

Portugal e Espanha é condicionada, não só por restrições ao nível da estrutura física da RNT,

como também por limitações do parque produtor, cuja origem tem duas razões distintas:

1. Sentido Portugal→Espanha: Em períodos de menor afluência/armazenamento hídrico,

a potência disponível por parte destes centros produtores será, em termos médios,

necessariamente inferior à potência instalada, facto que, combinado com uma fraca

produção PEGHGT e períodos de consumo mais elevados, pode levar à ocorrência de

situações de limitação na capacidade do parque produtor português para efeitos de

exportação.

2. Sentido Espanha→Portugal: Cenários de elevada produção PEGHGT conjugados com

níveis de consumo reduzidos podem vir a inviabilizar tecnicamente a redução de

produção em Portugal, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do

sistema. Efetivamente, o nível de potência PEGHGT instalada, nomeadamente de

natureza eólica, induz, nos períodos de maior produção, a necessidade de dotar o

sistema de uma reserva operacional adicional, tendo vindo a limitar com alguma

frequência os valores de capacidade de importação em períodos de carga reduzida.

Para o ano de 2018, à semelhança do que tem vindo a acontecer em anos passados, prevê-se

que estas situações possam ocorrer em algumas horas do ano. No entanto, tendo presente a

incerteza associada à energia disponível nos aproveitamentos hídricos e eólicos nacionais ao

longo do ano de 2018, considerou-se prudente não incluir as limitações decorrentes do parque

eletroprodutor nos valores indicativos de capacidade comercial de interligação publicados

neste documento. Estes deverão ser atualizados nos cálculos efetuados ao nível da gestão

diária do sistema, os quais, com informação mais próxima das condições reais de exploração,

incorporam melhores previsões no que respeita à realidade operacional do SEN.

Até à conclusão do já referido eixo a 400 kV entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova

de Famalicão, estima-se que possa vir a ser necessário impor restrições relativamente à

potência máxima a injetar na rede por parte das centrais localizadas na região do Minho,

tendo em consideração o acréscimo verificado ao valor da potência de produção instalada na

região (num total aproximado de quase 1 000 MW, com a entrada em serviço das centrais de

Salamonde II e de Frades II).


23

8. CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT)

Os valores de capacidade indicativa para fins comerciais são calculados a partir dos resultados

da análise técnica que incidiu sobre a rede física de MAT (Quadro 1, citado no ponto 7),

retirando-se uma margem de 10 %, com o mínimo de 100 MW, para fazer face aos desvios de

regulação entre os sistemas Ibéricos e à incerteza inerente aos respetivos perfis de carga e

de geração.

Nestes pressupostos, foi elaborada a estimativa da capacidade de interligação, para

importação e para exportação, considerando apenas as restrições na RNT, que se ilustra no

Quadro 2.

Da observação dos valores deste quadro ressaltam os seguintes principais comentários:

Trocas no sentido Portugal → Espanha (exportação)

Para a maior parte dos cenários e não se considerando as indisponibilidades dos elementos

da rede ibérica, não se prevê que a capacidade de interligação venha a ser inferior a

2 400 MW, antevendo-se mesmo superior a 3 000 MW em diversos períodos do ano. De

referir que valores de capacidade inferiores a 3 000 MW devem-se sobretudo ao seguinte:

- Montantes de produção elevados no Minho, nomeadamente nas novas centrais de

Salamonde II e de Frades II, antes de concluído o eixo a 400 kV entre as subestações

de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão;

- Elevada produção hidroelétrica em certas situações particulares de menor

consumo, em que as contingências da linha dupla a 400 kV Alto Lindoso – Cartelle

1 e 2, podem conduzir a sobrecargas na linha a 400 kV Lagoaça - Aldeadávila.

As indisponibilidades programadas das linhas a 400 kV Ferreira do Alentejo – Sines e

Alqueva – Ferreira do Alentejo, podem vir a provocar fortes reduções na capacidade de

interligação para valores da ordem dos 2 000 MW.


24

QUADRO 2 - CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2018

VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT

(Sem considerar limitações do parque eletroprodutor e da rede de Espanha)





Janeiro

3330

-

2700

-

1620

-

2160

-

Fevereiro - - - -

Março - 1170 1980

Abril

2610

2160

2430

2160

1620

1440

1890

1710

Maio 2520 2340 - -

Junho

3600

-

3600

-

2340

1620

2610

2520

Julho - - 1620 2520

Agosto 3600 - 3600 - 2160 1980 2520 2340

Setembro

3600

2070

3600

-

2250

1620

2790

2700

Outubro 2070 - 1620 2700

Novembro

2970

1980

2610

2520

1620

-

2250

2160

Dezembro 1980 2520 - 2160

NOTAS:





do sistema.


ou igual a 15 dias.



indicados.



disponíveis.






25

Trocas no sentido Espanha → Portugal (importação)

Os limites à capacidade de interligação no sentido Espanha→Portugal, cujos valores

mínimos se prevê que oscilem entre os ca. 1 600 e os 2 800 MW, têm como principal causa

desvios angulares de valor elevado entre as subestações de Alto Lindoso e de Cartelle,

em consequência do disparo conjunto das duas linhas de interligação a 400 kV

Alto Lindoso - Cartelle 1 e 2, que partilham os mesmos apoios.

As situações de limitação por desvio angular são consequência do elevado montante de

produção na zona da Galiza (nomeadamente renovável) e/ou elevados montantes de

consumo para bombagem nas centrais hidroelétricas na região do Minho (Salamonde II,

Frades e Frades II num total de potência instalada até cerca de 1 200 MW). Estas

limitações apenas serão ultrapassadas com a construção da nova linha de interligação

Ponte de Lima - Fontefría.

De realçar que, considerando a injeção na rede da produção das novas centrais

hidroelétricas de Salamonde II e de Frades II (com uma potência instalada de

aproximadamente 1 000 MW) antes da conclusão do eixo a 400 kV entre as subestações

de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão, antecipa-se, para regimes de elevada produção

na região do Minho, a necessidade de impor limitações à geração do parque

eletroprodutor desta zona e/ou proceder a reduções na capacidade de interligação para

valores inferiores aos apresentados, de forma a garantir o cumprimento dos “Padrões de

Segurança para Planeamento da RNT” [1]. Estas restrições serão ultrapassadas após a

entrada em serviço do referido eixo entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de

Famalicão.

As indisponibilidades previstas para 2018, nomeadamente das linhas a 400 kV

Armamar – Recarei, Riba d’Ave – Recarei 1 e Rio Maior – Alto de Mira, induzirão reduções

na estimativa da capacidade de interligação para valores da ordem de 1 200 a 1 600 MW.

Como já referido neste relatório, montantes elevados de produção de natureza eólica em

períodos de menor carga (horas de vazio), pode levar a que a capacidade de importação

seja reduzida para valores inferiores aos apresentados no Quadro 2. Estes cenários podem

ser ainda mais gravosos, caso as afluências hídricas sejam relativamente elevadas.


26

9. AGREGAÇÃO DAS ESTIMATIVAS INDIVIDUAIS DA REN E DA REE

Em conformidade com o disposto no artigo 32.º do RARI, a capacidade de interligação

disponível entre Portugal e Espanha para fins comerciais (Quadro 3), deverá corresponder ao

mínimo dos valores calculados por cada operador do sistema de transporte de eletricidade

ibérico, para cada sentido do fluxo e para cada período.

No sentido de exportação (PT→ES) prevê-se que os valores mais reduzidos de capacidade

ocorram no período do Verão e sejam da ordem dos 2 200 MW, não considerando o plano de

indisponibilidades dos elementos da rede.

No sentido de importação (ES→PT) estima-se que as situações mais limitativas, com valores

mínimos na ordem dos 1600 MW, ocorram fundamentalmente devido a desvios angulares

elevados entre os barramentos de 400 kV das instalações de Alto Lindoso e Cartelle, em

resultado do disparo simultâneo das linhas de interligação Alto Lindoso – Cartelle 1 e 2. Como

já salientado, este conjunto de limitações ficará ultrapassado após a entrada em serviço da

nova linha de interligação Ponte de Lima - Fontefría.


27


TABELA COMPARATIVA DAS ESTIMATIVAS INDIVIDUAIS DA REN E REE

(Sem considerar indisponibilidades programadas de rede)



REN REE Mín. REN REE Mín. REN REE Mín. REN REE Mín.

Janeiro

3330 3100 3100 2700 2900 2700 1620 2600 1620 2160 2800 2160 Fevereiro

Março

Abril

2610 3000 2610 2430 2700 2430 1620 3200 1620 1890 3000 1890

Maio

Junho 3600 2400 2400 3600 2200 2200 2340 3400 2340 2610 3100 2610

Julho

Agosto 3600 2400 2400 3600 2200 2200 2160 3400 2160 2520 3100 2520

Setembro

3600 2700 2700 3600 2600 2600 2250 3300 2250 2790 3200 2790

Outubro

Novembro 2970 3100 2970 2610 3000 2610 1620 2900 1620 2250 2800 2250

Dezembro

NOTAS:





do sistema.


ou igual a 15 dias.



indicados.



disponíveis.






28

10. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Os valores de capacidade técnica de interligação calculados pela REN para o ano 2018

situam-se, de uma forma geral, numa ordem de grandeza semelhante ao estimado em 2016

para 2017. De referir, no entanto, que os valores estimados para o ano de 2017 eram um

pouco inferiores em alguns períodos do ano, fruto de alterações topológicas de duração

prolongada que se encontravam previstas para a RNT, designadamente no âmbito da

remodelação da subestação do Carregado.

Com base na agregação das estimativas individuais efetuadas pela REN e pela REE,

metodologia a que ambos os operadores das redes de transporte se encontram subordinados

e a qual determina a capacidade indicativa de interligação para fins comerciais para 2018

(Quadro 4), constata-se que as situações mais limitativas às trocas comerciais entre Portugal

e Espanha, num ou noutro sentido, poderão ter origem em valores calculados, quer pela REN

quer pela REE.

No sentido de trocas Portugal→Espanha, não se prevê que a capacidade de interligação venha

a apresentar valores inferiores a 2 200 MW, a não ser em períodos em que venham a ocorrer

indisponibilidades de elementos de rede e nos quais os valores de capacidade podem ser

reduzidos até cerca de 1 000 MW.

Para trocas no sentido Espanha→Portugal, estima-se que a capacidade de interligação venha

a apresentar, nomeadamente nos períodos com registos mais elevados de carga, valores

mínimos numa gama de ca. 1 600 MW a 2 300 MW, mas que poderão vir a ser inferiores (da

ordem dos 1 200 MW) em presença das indisponibilidades programadas de elementos de rede.

De salientar que na maior parte dos períodos analisados a restrição de capacidade de

interligação deve-se a desvios angulares de valor elevado entre as subestações de Alto

Lindoso e de Cartelle, em consequência do disparo conjunto das duas linhas de interligação

a 400 kV Alto Lindoso - Cartelle 1 e 2, que partilham os mesmos apoios.


29


ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E DA REE

(Sem considerar limitações do parque eletroprodutor)





Janeiro

3100

-

2700

-

1620

-

2160

-

Fevereiro 1800 - - -

Março - 1170 1980

Abril

2610

2160

2430

2160

1620

1440

1890

1710

Maio 2520 2300 - -

Junho

2400

2000

2200

-

2340

1620

2610

2520

Julho - - 1620 2520

Agosto 2400 - 2200 - 2160 1980 2520 2300

Setembro

2700

1750

2600

1900

2250

1620

2790

2700

Outubro 1200 1900 1620 1400

Novembro

2970

1000

2610

2520

1620

-

2250

2160

Dezembro 1980 2520 - 2160

NOTAS:





do sistema.


ou igual a 15 dias.



indicados.



disponíveis.






30

Antevê-se que, mesmo após 2018 e em alguns períodos do ano, no sentido Espanha→Portugal

continuem a ocorrer valores de capacidade de interligação inferiores a 2 000 MW.

Efetivamente, só após a entrada em serviço da futura linha de interligação a 400 kV Ponte

de Lima – Fontefría é que se prevê poder incrementar a capacidade de interligação, em

particular no sentido Espanha→Portugal, de forma a se obter de forma sustentada valores

mínimos de capacidade de interligação de 3 000 MW (em ambos os sentidos), objetivo que se

encontra contemplado no âmbito do desenvolvimento do Mercado Ibérico de Eletricidade –

MIBEL.

Acresce ainda que, até à conclusão do eixo a 400 kV entre as subestações de Pedralva e de

Vila Nova de Famalicão, e decorrente do já verificado aumento da potência de produção

instalada na região do Minho (num total aproximado de quase 1 000 MW com a entrada em

serviço das centrais de Salamonde II e de Frades II), os valores de capacidade agora

enunciados podem vir a ser inferiores em cenários de elevada produção nesta região e/ou

ocorrerem situações com restrição de produção, por forma a garantir o cumprimento dos

“Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” [1].

As previsões de valores de capacidade comercial de interligação agora apresentadas, quer no

sentido Portugal→Espanha, quer no sentido Espanha→Portugal, têm caráter indicativo,

tendo em conta que os valores podem ser temporariamente diferentes em virtude da

existência de outras indisponibilidades não programadas tanto ao nível dos elementos de

rede como ao nível de grupos de geração, assim como da necessidade de dispor da adequada

geração para cumprir o critério de segurança de reserva operacional do sistema.

ACPR - Planos de Rede O responsável

Pedro Alcaria António Pitarma

Tiago Rodrigues


31

BIBLIOGRAFIA

[1] – “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” – Portaria n.º 596/2010, de 30 de

Julho.

[2] – “Metodologia dos estudos para a determinação da capacidade de interligação”,

Dez. 2006 – Aprovado pela ERSE em carta ‘E-Tecnicos/2007/50/JR/Msb’, de Fev. 2007.

[3] – “Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação”,

Janeiro 2008.

[4] – “Caracterização da Rede Nacional de Transporte para efeitos de acesso à Rede |

Situação a 31 de Dezembro de 2016”, Março de 2017.


32

GLOSSÁRIO Carga – Valor, num dado instante, da potência ativa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, um aparelho, uma linha, ou uma rede.

ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.

Indisponibilidade – Situação em que um determinado elemento, como um grupo, uma linha, um transformador, um painel, um barramento ou um aparelho, não se encontra apto a responder em exploração às solicitações de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos.

LAL.CTL 1 – Linha Alto Lindoso – Cartelle 1

LAL.CTL 2 – Linha Alto Lindoso – Cartelle 2

LAL.PDV – Linha Alto Lindoso – Pedralva

LAL.RA 2 – Linha Alto Lindoso – Riba d’Ave 2

LAMM.LGC – Linha Armamar - Lagoaça

LAV.BRO – Linha Alqueva – Brovales

LBL.RJ – Linha Batalha – Ribatejo

LCG.FN 2 – Linha Carregado – Fanhões 2

LFA.OQ – Linha Ferreira do Alentejo - Ourique

LLGC.AAV – Linha Lagoaça – Aldeadávila

LPDV.RA – Linha Pedralva – Riba d’Ave

LPM.MP.SN – Linhas Palmela – Monte da Pedra e Monte da Pedra - Sines

LPM.SN 2 – Linha Palmela – Sines 2

LPN.AAV 2 – Linha Pocinho – Aldeadávila 2

LRA.RR 2 – Linha Riba d’Ave – Recarei 2

MIBEL – Mercado Ibérico de Electricidade

Muito Alta Tensão (MAT) – Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV.

PEGHGT – Produção excluindo Grande Hídrica e Grande Térmica. RARI – Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações.

Rede – Conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos elétricos ligados entre si com vista a transportar a energia elétrica produzida pelas centrais até aos consumidores.


33

Rede Nacional de Transporte (RNT) – Compreende a rede de muito alta tensão, rede de interligação, instalações do Gestor de Sistema e os bens e direitos conexos.

REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A.

REE – Red Eléctrica de España

SEN – Sistema Elétrico Nacional

Subestação – Posto destinado a algum dos seguintes fins:

Transformação da corrente elétrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta tensão;

Compensação do fator de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta tensão.


i

ANEXOS

o Perfis de Consumo em cada Ponto de Entrega da RNT ii

o Planos de produção iv

o Capacidade Técnica de Importação sem indisponibilidades viii

o Capacidade Técnica de Exportação sem indisponibilidades ix

o Capacidade Técnica de Importação com indisponibilidades x

o Capacidade Técnica de Exportação com indisponibilidades xi

o Esquemas Unifilares xii


ii

Nota: os regimes de carga simulados visam abranger um largo conjunto de cenários representativos da operação do Sistema Elétrico Nacional (“SEN”), não sendo considerados para este efeito cenários mais exigentes (ponta máxima/vazio mínimo cuja ocorrência tem uma duração mais limitada nas horas do ano).

Valor de Consumo Simulado para os Pontos de Entrega da RNT para o ano de 2018 [MW] Valor de Consumo Simulado para os Pontos de Entrega da RNT para o ano de 2018 [MW]

Ponto de entrega Janeiro/Fevereiro/Março Abril/Maio Junho/Julho

Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio

Alcochete 55.5 51.5 42.3 46.0 46.2 38.7 44.5 42.8 36.8

Alqueva 33.9 24.3 15.4 28.1 21.8 14.1 46.5 43.9 17.2

Alto São João 61.1 45.8 29.6 50.7 41.1 27.1 59.1 52.8 35.2

Alto de Mira 247.7 184.3 116.9 205.4 165.4 107.1 171.5 161.4 105.8

Batalha 221.6 179.8 125.3 183.7 161.3 114.7 190.9 167.5 138.2

Bodiosa 112.0 90.8 64.6 92.9 81.5 59.2 104.2 77.5 43.8

Canelas 283.4 199.4 124.7 235.0 178.9 114.2 226.5 166.4 113.8

Carrapatelo 27.4 23.4 13.9 22.7 21.0 12.7 19.9 17.8 9.7

Carregado 132.7 117.1 76.6 110.0 105.1 70.2 126.4 112.8 79.6

Carriche 196.8 159.2 97.9 163.1 142.8 89.6 149.9 126.8 87.6

Carvoeira 110.3 61.3 28.8 91.4 55.0 26.4 70.7 53.3 23.7

Castelo Branco 47.9 37.9 24.7 39.7 34.0 22.7 41.7 34.8 25.2

Chafariz 51.5 42.8 31.2 42.7 38.4 28.6 31.5 31.5 22.1

Custóias 203.5 173.3 112.4 168.7 155.5 102.9 162.1 147.8 104.6

Ermesinde 178.1 142.9 87.4 147.6 128.2 80.0 122.9 110.0 77.1

Estarreja 226.8 182.4 124.0 188.0 163.7 113.6 234.6 174.4 129.8

Estoi 140.6 109.1 82.8 116.5 97.9 75.8 150.6 136.8 93.1

Estremoz 54.7 38.6 19.1 45.4 34.7 17.5 44.8 35.8 23.7

Évora 85.6 68.6 44.8 70.9 61.6 41.0 65.6 58.0 39.9

Fafe 137.2 103.7 56.2 113.7 93.1 51.4 114.2 79.1 48.6

Falagueira 56.8 47.0 34.5 47.1 42.1 31.6 52.9 45.6 36.7

Fanhões 157.2 137.8 109.7 130.4 123.6 100.5 146.4 145.1 97.6

Feira 133.3 96.9 55.6 110.5 87.0 50.9 115.4 70.5 53.7

Fernão Ferro 178.6 131.3 85.0 148.1 117.8 77.8 112.8 114.7 78.7

Ferreira do Alentejo 74.0 60.8 31.2 61.3 54.6 28.6 68.9 63.8 50.8

Ferro 81.2 58.8 38.9 67.3 52.8 35.6 61.1 48.9 34.3

Frades 11.7 8.3 5.4 9.7 7.5 4.9 18.5 7.3 4.4

Lavos 158.9 155.8 154.9 131.7 139.8 141.9 153.7 161.9 142.2

Macedo de Cavaleiros 41.6 35.3 26.7 34.5 31.7 24.5 29.6 27.6 16.3

Mogadouro 11.3 9.2 6.6 9.4 8.2 6.0 7.5 6.9 5.2

Mourisca 227.7 191.2 107.0 188.8 171.6 98.0 211.5 169.4 100.2

Oleiros 199.4 149.7 88.5 165.3 134.3 81.1 159.2 118.9 73.2

Ourique 11.2 8.3 5.5 9.3 7.5 5.0 9.6 8.7 6.4

Paraimo 88.2 73.1 52.1 73.1 65.6 47.7 77.9 72.5 48.7

Pedralva 21.5 17.4 9.1 17.8 15.6 8.3 19.1 15.5 10.9

Penela 18.2 17.3 9.3 15.1 15.5 8.5 17.8 15.2 9.6

Pereiros 199.5 160.8 113.3 165.4 144.3 103.8 156.9 140.1 99.1

Pocinho 31.2 24.8 17.5 25.8 22.3 16.1 22.1 19.8 11.8

Pombal 78.1 58.5 35.7 64.8 52.5 32.7 74.1 54.3 33.8

Portimão 81.4 67.7 53.6 67.4 60.8 49.1 90.3 87.2 56.7

Porto Alto 47.1 37.9 24.7 39.1 34.0 22.7 52.3 45.6 26.7

Prelada 94.5 77.5 49.0 78.3 69.5 44.9 73.6 64.7 46.2

Recarei 133.9 96.8 53.2 111.0 86.9 48.7 94.0 63.1 36.4

Riba D'Ave 372.9 260.1 131.4 309.1 233.4 120.4 329.4 218.5 101.7

Rio Maior 143.5 110.1 78.9 119.0 98.8 72.3 106.4 104.2 70.8

Sacavém 193.4 156.8 110.8 160.4 140.7 101.5 168.5 135.5 106.5

Santarém 87.3 67.8 44.5 72.3 60.8 40.7 83.1 76.1 51.6

Sete Rios 202.6 160.9 103.8 168.0 144.4 95.1 196.6 145.2 103.1

Setúbal 214.6 199.3 163.7 177.9 178.8 149.9 210.0 202.1 173.6

Sines 99.1 89.5 78.0 82.1 80.3 71.5 89.1 90.8 89.1

Tábua 31.2 25.5 15.4 25.9 22.9 14.1 25.5 19.6 13.2

Tavira 24.9 19.3 14.5 20.7 17.3 13.2 28.9 26.3 18.0

Torrão 75.0 59.9 36.2 62.2 53.7 33.2 62.0 51.5 32.7

Trafaria 109.7 85.1 57.2 90.9 76.3 52.4 78.8 73.6 52.1

Trajouce 240.6 202.5 141.1 199.4 181.7 129.2 183.0 168.0 121.9

Tunes 121.6 98.5 78.2 100.8 88.3 71.6 154.5 139.3 88.2

V. P. Aguiar 22.8 17.5 12.8 18.9 15.7 11.8 17.8 14.4 8.2

Valdigem 111.4 80.3 56.4 92.4 72.1 51.6 84.4 75.3 48.6

Valpaços 34.0 30.7 23.5 28.2 27.6 21.6 24.4 21.8 12.4

Vermoim 321.1 251.2 147.8 266.2 225.4 135.4 271.9 234.6 167.8

Vila Chã 94.4 75.1 38.9 78.2 67.4 35.6 85.3 69.0 41.6

Vila Fria 199.0 163.2 123.5 165.0 146.5 113.1 161.7 147.6 115.0

Zambujal 135.2 104.4 73.4 112.1 93.7 67.2 126.9 89.7 65.1

Zêzere 213.2 171.4 111.6 176.7 153.8 102.2 187.3 168.7 130.5

Clientes MAT

Artlant 14.3 10.1 1.7 11.9 9.1 1.6 11.7 10.6 1.2

Lusosider 5.4 4.0 2.3 4.5 3.6 2.1 5.4 4.2 1.8

Maia 94.0 65.2 4.6 77.9 58.5 4.2 85.4 71.6 2.9

Neves Corvo 30.4 25.3 4.6 25.2 22.7 4.2 27.0 25.5 3.5

Petrogal 22.4 19.2 4.6 18.5 17.2 4.2 23.4 23.3 18.9

Quinta do Anjo 13.4 7.1 3.4 11.1 6.3 3.1 17.1 9.5 2.9

Refer - Ermidas-Sado 3.6 2.0 0.2 3.0 1.8 0.2 3.1 1.6 0.2

Refer - Fatela 0.9 0.5 0.2 0.7 0.4 0.2 0.9 0.5 0.2

Refer - Fogueteiro 5.4 3.0 0.6 4.5 2.7 0.5 6.3 3.7 0.6

Refer - Gouveia 2.7 1.5 0.6 2.2 1.4 0.5 2.7 1.6 0.2

Refer - Monte da Pedra 2.7 1.5 0.2 2.2 1.4 0.2 3.1 1.6 0.2

Refer - Mortágua 2.7 1.5 0.2 2.2 1.4 0.2 2.2 1.2 0.2

Refer - Pegões 4.0 1.5 0.2 3.3 1.4 0.2 3.1 1.6 0.2

Refer - Quinta Grande 3.6 1.5 0.2 3.0 1.4 0.2 3.1 2.1 0.2

Refer - Rodão 0.9 0.5 0.2 0.7 0.5 0.2 1.8 1.6 0.2

Refer - Saboia 1.8 1.0 0.2 1.5 0.9 0.2 2.2 1.6 0.2

Refer - Sobral 2.2 1.5 0.2 1.9 1.4 0.2 2.2 1.6 0.2

Refer - Urrô 1.8 1.0 0.2 1.5 0.9 0.2 1.8 1.2 0.2

Seixal-Longos 125.7 94.5 8.0 104.2 84.8 7.3 107.9 84.9 8.8

Total 8130 6430 4160 6740 5770 3810 6990 5920 3990


iii

Nota: os regimes de carga simulados visam abranger um largo conjunto de cenários representativos da operação do Sistema Elétrico Nacional (“SEN”), não sendo considerados para este efeito cenários mais exigentes (ponta máxima/vazio mínimo cuja ocorrência tem uma duração mais limitada nas horas do ano)

Valor de Consumo Simulado para os Pontos de Entrega da RNT para o ano de 2018 [MW]

Ponto de entrega Agosto Setembro/Outubro Novembro/Dezembro

Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio

Alcochete 41.2 40.8 36.6 43.1 42.5 36.2 55.7 52.1 43.2

Alqueva 43.1 41.8 17.1 45.1 43.6 16.9 34.1 24.6 15.7

Alto São João 54.7 50.3 35.0 57.3 52.5 34.7 61.4 46.4 30.3

Alto de Mira 158.8 153.8 105.3 166.1 160.3 104.2 248.9 186.6 119.5

Batalha 176.7 159.6 137.5 184.9 166.3 136.1 222.7 182.0 128.0

Bodiosa 96.4 73.8 43.6 100.9 77.0 43.1 112.6 91.9 66.0

Canelas 209.7 158.5 113.2 219.4 165.3 112.1 284.8 201.9 127.4

Carrapatelo 18.4 16.9 9.7 19.2 17.7 9.6 27.5 23.6 14.2

Carregado 117.0 107.4 79.2 122.4 112.0 78.4 133.4 118.5 78.3

Carriche 138.7 120.8 87.2 145.1 126.0 86.3 197.7 161.1 100.0

Carvoeira 65.5 50.7 23.6 68.5 52.9 23.4 110.8 62.1 29.5

Castelo Branco 38.6 33.2 25.1 40.4 34.6 24.8 48.2 38.4 25.3

Chafariz 29.2 30.0 22.0 30.5 31.3 21.8 51.8 43.3 31.9

Custóias 150.0 140.9 104.0 157.0 146.8 103.0 204.5 175.5 114.8

Ermesinde 113.7 104.8 76.7 119.0 109.3 75.9 179.0 144.6 89.3

Estarreja 217.2 166.2 129.1 227.3 173.2 127.8 227.9 184.7 126.7

Estoi 139.4 130.3 92.7 145.8 135.9 91.7 141.3 110.5 84.6

Estremoz 41.4 34.2 23.6 43.3 35.6 23.3 55.0 39.1 19.6

Évora 60.7 55.2 39.7 63.6 57.6 39.3 86.0 69.5 45.8

Fafe 105.7 75.3 48.4 110.6 78.5 47.9 137.8 105.0 57.4

Falagueira 49.0 43.5 36.5 51.2 45.3 36.2 57.0 47.6 35.2

Fanhões 135.5 138.2 97.1 141.8 144.1 96.2 158.0 139.5 112.1

Feira 106.8 67.2 53.5 111.8 70.1 52.9 134.0 98.1 56.8

Fernão Ferro 104.5 109.3 78.3 109.3 113.9 77.5 179.5 132.9 86.8

Ferreira do Alentejo 63.8 60.7 50.5 66.7 63.3 50.0 74.4 61.6 31.9

Ferro 56.6 46.6 34.1 59.2 48.6 33.8 81.6 59.5 39.8

Frades 17.1 6.9 4.4 17.9 7.2 4.4 11.8 8.4 5.5

Lavos 142.3 154.2 141.5 148.9 160.8 140.1 159.6 157.7 158.2

Macedo de Cavaleiros 27.4 26.3 16.2 28.7 27.4 16.1 41.8 35.7 27.3

Mogadouro 7.0 6.6 5.2 7.3 6.9 5.1 11.4 9.3 6.7

Mourisca 195.7 161.4 99.7 204.8 168.3 98.7 228.8 193.6 109.3

Oleiros 147.4 113.3 72.9 154.2 118.1 72.1 200.3 151.6 90.5

Ourique 8.9 8.3 6.3 9.3 8.6 6.3 11.2 8.4 5.6

Paraimo 72.1 69.1 48.4 75.5 72.0 47.9 88.6 74.0 53.2

Pedralva 17.7 14.7 10.9 18.5 15.4 10.8 21.6 17.6 9.3

Penela 16.5 14.5 9.6 17.2 15.1 9.5 18.3 17.5 9.5

Pereiros 145.2 133.5 98.6 152.0 139.2 97.6 200.5 162.8 115.7

Pocinho 20.4 18.9 11.7 21.4 19.7 11.6 31.3 25.1 17.9

Pombal 68.6 51.8 33.6 71.7 54.0 33.2 78.5 59.2 36.5

Portimão 83.5 83.1 56.4 87.4 86.6 55.8 81.8 68.5 54.8

Porto Alto 48.4 43.5 26.6 50.7 45.3 26.3 47.3 38.4 25.3

Prelada 68.2 61.6 46.0 71.3 64.3 45.5 94.9 78.4 50.1

Recarei 87.0 60.1 36.2 91.1 62.7 35.9 134.6 98.0 54.3

Riba D'Ave 304.9 208.2 101.2 319.0 217.0 100.1 374.7 263.3 134.3

Rio Maior 98.5 99.2 70.4 103.1 103.5 69.7 144.2 111.5 80.7

capacidades indicativas de interligaÇÃo para fins ... · capacidades indicativas de...

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