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Relatório de Monitorização da Segurança

de Abastecimento do Sistema Elétrico

Nacional 2015-2030

Portugal, fevereiro 2015

Com o apoio:

Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014

1


2

Índice

Sumário Executivo ...................................................................................................................................... 4

Enquadramento ......................................................................................................................................... 6

Âmbito .................................................................................................................................................... 6

Caracterização do setor electroprodutor nacional (SEN) ...................................................................... 7

Procura ............................................................................................................................................... 7

Oferta ................................................................................................................................................. 8

Pressupostos .......................................................................................................................................... 9

Critérios de análise da segurança de abastecimento ........................................................................... 10

Perspetivas Analisadas ......................................................................................................................... 11

Trajetória Base ................................................................................................................................. 11

Análise de Sensibilidade à Procura ................................................................................................... 12

Análise de Sensibilidade à Oferta ..................................................................................................... 13

Teste de Stress ................................................................................................................................. 14

Evolução da RNT ................................................................................................................................... 15

Competitividade do Sistema Electroprodutor Nacional ...................................................................... 15

Custos Marginais de Produção ......................................................................................................... 15

Qualidade de Serviço............................................................................................................................ 16

Considerações Finais ................................................................................................................................ 18

Anexos ...................................................................................................................................................... 20

Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN 2014-2030, REN

Relatório de Qualidade de Serviço 2013


3


4

Sumário Executivo

Compete à Direção Geral de Energia e Geologia a monitorização da segurança do abastecimento, com

a colaboração da entidade concessionária da rede nacional de transporte, constituindo este

documento o “Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico

Nacional 2015-2030”, para o qual teve em conta a análise prospetiva sobre a evolução do sistema

electroprodutor no médio e no longo prazo (2015-2030) constante no documento “Monitorização da

Segurança de Abastecimento do SEN - Período 2015-2030 – Contributos para o RMSA-E”, enviado pela

REN em 23 de dezembro de 2014, que se encontra em anexo, e que faz parte integrante do presente

relatório.

Para a elaboração do mesmo foram consideradas as linhas de orientação de política energética

referente à segurança do abastecimento, promoção das fontes de energia renovável e de medidas de

eficiência energética, consubstanciadas no PNAER e PNAEE, designadamente através das projeções

para o nível de procura e para a capacidade de oferta, tendo em vista analisar o equilíbrio entre a

oferta e a procura, a qualidade e o nível de manutenção das redes e, ainda, proceder a uma análise

sobre a existência de riscos de falha face a níveis extremos de procura ou alterações no

desenvolvimento do sistema electroprodutor nacional.

Tendo em conta os pressupostos considerados para o desenvolvimento dos trabalhos e as análises

efetuadas para os cenários definidos (Trajetória Base, com respetivas análises de sensibilidade, e Teste

de Stress) apresentam-se, resumidamente, as seguintes considerações:

No período 2015-2024, o SEN mostra-se capaz de dar resposta à evolução expectável dos

consumos de eletricidade, assegurando os níveis de segurança de abastecimento;

No período 2025-2030, o Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP) encontra-se no

limiar do valor considerado como limite mínimo para o cumprimento dos critérios de

segurança de abastecimento, pelo que o SEN poderá não ter capacidade para dar resposta à

evolução expectável dos consumos de eletricidade, quer no cenário central quer no cenário

superior de consumo.

A partir de 2025 será necessário equacionar a instalação de dois (2) novos grupos térmicos, a

carvão ou gás natural na gama dos 450 MW, de forma a conferir estabilidade ao sistema face

à grande componente hídrica e PRE renovável. Num cenário superior de procura de

eletricidade, a necessidade de nova capacidade térmica é de três (3) novos grupos;

Num cenário em que se considera a entrada em serviço apenas de centros electroprodutores

em construção ou que se prevê que iniciem a construção até final de 2014 (Teste de Stress),

verifica-se que partir de 2022 o sistema electroprodutor não terá capacidade para fazer face

às necessidades de consumo.

Com o descomissionamento da central a carvão do Pego prevista para o final de 2021, o SEN,

na componente fóssil, ficará dependente do Gás Natural.

Face ao descomissionamento da central térmica de Sines, sem que seja substituída por nova

térmica na zona sul do país, será necessário antecipar alguns investimentos na RNT, previstos

no PDIRT-E 2014-2030, para evitar situações de incumprimento dos critérios de segurança de

abastecimento e qualidade de serviço no sul do país.

A análise de sensibilidade feita à oferta, face a um cenário de extensão do prazo de

funcionamento das atuais centrais a carvão, Sines e Pego, até 2025, permite concluir que,


5

face à Trajetória Base, não se perspetiva a necessidade de incorporar no sistema nova

capacidade térmica, dado que a manutenção daquelas duas centrais permite compensar o

descomissionamento da central da Tapada do Outeiro ao mesmo tempo que permite manter

o equilíbrio entre a componente térmica e a componente renovável intermitente.

No âmbito do Mercado Europeu de Energia é essencial manter os esforços de promoção do

reforço das interligações Espanha-França para níveis adequados, não só para integração mo

MEE, mas também para permitir a Portugal escoar o excesso que possa vir a ter de produção

renovável para outros Estados Membros (transferência física), no âmbito dos mecanismos de

flexibilidade previstos na Diretiva das Renováveis.


6

Enquadramento

O quadro legislativo para o setor elétrico, definido pelo Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, na

redação que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro), e complementado

pelo Decreto-Lei n.º 172/2006 de 23 de agosto, na redação que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º

215-B/2012, de 8 de outubro, estabelece as bases gerais da organização e funcionamento do sistema

elétrico nacional, bem como o regime jurídico e as regras gerais aplicáveis ao exercício das atividades

de produção, transporte, distribuição e comercialização, assim como do acesso à atividade de

produção e de comercialização de eletricidade.

Funcionando o Sistema Elétrico Nacional (SEN) num ambiente de mercado liberalizado, compete ao

Governo garantir a segurança do abastecimento do SEN, atuando de forma supletiva à iniciativa

privada, através da adoção de medidas adequadas sempre que se verifique um desequilíbrio entre a

oferta e a procura, designadamente as respeitantes à gestão técnica global do sistema, à diversificação

das fontes de abastecimento e ao planeamento, construção e manutenção das instalações necessárias.

Este modelo de funcionamento torna a monitorização permanente do setor uma condição necessária

para a tomada de decisões em devido tempo, sem colocar em risco a segurança de abastecimento do

sistema.

O Relatório de Monitorização de Segurança do Sistema de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional

(SEN), deverá abranger os requisitos estipulados na legislação já referida, e complementados pelo

Decreto-Lei n.º 23/2009, de 20 de janeiro, contemplando análises das condições de equilíbrio

oferta/procura a médio/longo prazo do sistema electroprodutor, da capacidade suplementar prevista

ou em construção, bem como da qualidade e do nível de manutenção das redes. Deverá ainda

apontar, sempre que for considerado relevante, medidas destinadas a reforçar a segurança de

abastecimento do SEN, para um período de 5 a 15 anos a partir da data do relatório, incluindo futuros

desenvolvimentos da rede e de capacidade de interligação transfronteiriça.

Competindo à Direção Geral de Energia e Geologia a monitorização da segurança do abastecimento,

com a colaboração da entidade concessionária da rede nacional de transporte, este documento

constitui o Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN para o período 2015-

2030, para o qual teve em conta a análise prospetiva sobre a evolução do sistema electroprodutor no

médio e no longo prazo (2015-2030) constante no documento “Monitorização da Segurança de

Abastecimento do SEN - Período 2015-2030 – Contributos para o RMSA-E”, enviado pela REN em 23 de

dezembro de 2014, que se encontra em anexo, e que faz parte integrante do presente relatório.

Âmbito

Pretende-se com este relatório apresentar uma perspetiva da evolução do sistema electroprodutor

nacional (SEN), tendo em vista a segurança de abastecimento e os requisitos necessários à sua

manutenção em níveis adequados, para o horizonte 2015-2030, e num quadro de integração no

MIBEL, para o que estiveram presentes os seguintes aspetos:


7

-Linhas de orientação política referente às perspetivas de promoção das fontes de energia

renovável e medidas de eficiência energética e respetivos impactos ambientais (PNAER e

PNAEE);

- Nível de procura prevista e dos fornecimentos disponíveis;

- Capacidade de oferta adicional, prevista ou em construção;

- Equilíbrio entre a oferta e a procura no mercado nacional;

- Qualidade e o nível de manutenção das redes.

O relatório apresenta ainda, face a níveis extremos de procura e às falhas de um ou mais centros

produtores ou comercializadores, uma análise sobre a existência de riscos de rutura e necessidade de

medidas destinadas a ultrapassar situações críticas. É também feita uma análise relativamente à

segurança do funcionamento das redes e intenções de investimento em capacidade de interligação.

A análise efetuada neste documento refere-se apenas a Portugal Continental.

Caracterização do setor electroprodutor nacional (SEN)

Apresenta-se de seguida uma caracterização do sector, de forma resumida, nos aspetos mais

relevantes referentes à Procura e à Oferta.

Procura

A procura de eletricidade em Portugal continental

registou um crescimento positivo no período

2000-2013 verificando-se uma tcma1 de 1,3%

neste período, no entanto desde 2010 que se tem

verificado uma redução no consumo. Em 2013, o

consumo total em Portugal Continental cifrou-se

em 44,7 TWh, o que correspondeu a uma quebra

de 1,8% face a 2012. Relativamente ao consumo

de eletricidade per capita em 2013, verificou-se

um consumo de 4,51 MWh/habitante, o que

representa uma redução de 1,3% face a 2012. Em

termos setoriais em 2013, o setor da indústria foi

o principal consumidor de eletricidade seguido do

setor dos serviços e do sector residencial. O peso

da eletricidade no consumo total de energia final

tem vindo a aumentar nos últimos anos, sendo

que em 2013 representava cerca de um quarto

do consumo total de energia final.

1 tcma - Taxa de crescimento média anual

37,9

39,4

40,9

42,5

44,1

45,5

47,0

48,1 47,5

47,1

48,9

47,5

45,6 44,7

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013P

Figura 1 Evolução da procura de eletricidade em Portugal Continental (TWh)

Fonte: DGEG


8

Oferta

Em 2013 a produção bruta de eletricidade foi de cerca de 50,0 TWh, o que corresponde a um aumento

de 1,2%, ou 5,1 TWh, face a 2012, verificando-se uma tcma de 11,3% no período 2000-2013. O saldo

importador de eletricidade registou um decréscimo de 64,8% face a 2012, resultado de um aumento

muito significativo da produção de origem hídrica, sendo que no período 2000-2013 verificou-se uma

tcma de 8,8%. Em 2013, cerca de 60% da produção bruta de eletricidade teve origem em fontes

renováveis, da qual cerca de 49% de origem hídrica, 39% eólica, 11% biomassa (inclui cogeração) e 1%

solar.

Figura 2 – Evolução da produção bruta de eletricidade em Portugal Continental e saldo importador (TWh)

Fonte: DGEG

Ao nível da capacidade instalada em Portugal

Continental para a produção de eletricidade, em

2013 encontravam-se instalados um total de

18.856 MW, tendo-se verificado uma redução de

4,0%, ou 791 MW, face a 2012, em resultado do

descomissionamento da central Térmica de

Setúbal. Do total da capacidade instalada, 11.116

MW ou 59%, dizem respeito a potência renovável

que, face a 2012, registou um aumento de 249

MW, ou 2,3%. Em termos das diferentes fontes

renováveis, a principal contribuição pertence à

Hídrica (49%), seguida da Eólica (42%), Biomassa

(6%) e Solar Fotovoltaico (3%).

0

10

20

30

40

50

60

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013P

Saldo Importador Produção Bruta de Energia Elétrica

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Figura 3 - Evolução da capacidade instalada para a produção de eletricidade em Portugal Continental (MW)

Fonte: DGEG


9

Pressupostos

Para o desenvolvimento dos estudos efetuados foram considerados os seguintes pressupostos:

Macroeconómicos: O cenário da evolução do PIB para o período 2013-2020 teve em linha de

conta as previsões fornecidas pelo Ministério das Finanças, Banco de Portugal, Comissão

Europeia e FMI.

Cenário de preços dos principais produtos energéticos e do CO2: A evolução do preço do

Brent (petróleo) para o período 2014-2030 seguiu o cenário “New Policies” da AIE publicado

no WEO2013. Relativamente ao preço do CO2, para o período de 2014-2017 consideram-se as

previsões para o EU ETS EUA Forward market (fonte: Bloomberg a 13-03-2014) e para 2020 e

2030 consideram-se as previsões do cenário “ New Policies Scenario – European Union” da AIE

(Fonte: IEA Outlook 2013).

Evolução expectável do sistema electroprodutor2:

PRO Térmica: considera-se o descomissionamento de quatro3 centrais no período

2014-2030, de acordo com as datas previstas para desclassificação das mesmas;

PRO Hídrica: contemplou os aproveitamentos constantes no Programa Nacional de

Barragens, reforços de potência e outros novos aproveitamentos em construção,

tendo por base informações mais recentes das datas previstas para a entrada em

exploração, em termos de licenciamento existente na DGEG;

Oferta PRE: a evolução da PRE teve por base as metas propostas até 2020 no novo

Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (RCM n.º 20/2013). Para o

período 2020-2030 foi assumida uma evolução conservadora da potência PRE.

Figura 4 – Evolução expectável do sistema electroprodutor em Portugal Continental (MW)

FONTE: RMSA-E 2014

Cenários de evolução do consumo de eletricidade: Foram elaborados três cenários para a

evolução do consumo total de eletricidade4 em Portugal continental: Inferior, Central e

Superior. A tcma no período 2014-2030 varia entre 0,6% e 1,2%, consoante o cenário. Incluem

2 Tem por base os licenciamentos já existentes e respetivas previsões de entrada em exploração das centrais. Sem considerar capacidade instalada das reservas e centrais que estão paradas ou suspensas. 3 Tunes (2014), Sines (2017), Pego (2021) e Tapada do Outeiro (2024). 4 Consumo referido à produção liquida (inclui perdas e autoconsumo).

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

PRE Grande Hidrica PRO Térmica Total


10

os impactos das medidas de eficiência energética identificados no Plano Nacional de Ação para

a Eficiência Energética (RCM n.º 20/2013), bem como o impacto da introdução de veículos

elétricos. Comparando estes os cenários de procura com os cenários projetados para o RMSA-

E 2013, verifica-se que as tcma para o período 2014-2030 são inferiores em todos os cenários,

como mostram os gráficos das figuras seguintes.

Figura 5 – Cenários da evolução da procura de eletricidade considerados no RMSA-E 2014

FONTE:REN

Figura 6 – Comparação do cenário Superior do consumo de eletricidade (TWh)

FONTE: REN

Figura 7 – Comparação do cenário Central do consumo de eletricidade (TWh)

FONTE: REN

Figura 8 – Comparação do cenário Inferior do consumo de eletricidade (TWh)

FONTE: REN

O detalhe dos diferentes pressupostos pode ser consultado no Anexo I do Relatório da REN.

Critérios de análise da segurança de abastecimento

A análise da segurança de abastecimento do sistema electroprodutor realizou-se sobre dois estudos

distintos:

Trajetória Base;

Sensibilidade à Oferta;

Sensibilidade à Procura;

Teste de Stress.

40

45

50

55

60

65

40

45

50

55

60

65

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Banda de consumo Superior Central Inferior

40

45

50

55

60

65

70

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

RMSA-E 2013

RMSA-E 2014

40

45

50

55

60

65

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

RMSA-E 2013

RMSA-E 2014

40

45

50

55

60

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

RMSA-E 2013

RMSA-E 2014


11

Figura 9 – Pressupostos dos diferentes estudos

Perspetivas Analisadas

O principal indicador que permite avaliar o nível de segurança do sistema electroprodutor no

abastecimento de eletricidade é o Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP). Este indicador

avalia a adequação da potência do sistema electroprodutor para cobrir a ponta da procura de

eletricidade. O ICP com probabilidade de excedência entre 95% (1 ocorrência a cada 20 anos) e 99% (1

ocorrência a cada 100 anos) não deve ser inferior a 1 de forma a garantir a segurança de

abastecimento. De notar que, para efeitos de cálculo do ICP, considera-se a simulação em nó isolado

até 2014 (NTC=0) e, a partir de 2015, uma contribuição de 10% da capacidade de interligação (NTC).

Apresentam-se se seguida de forma sumária, os aspetos mais relevantes para as diferentes

perspetivas, sendo que o detalhe de cada análise pode ser consultado no Relatório da REN, em anexo.

Trajetória Base

A figura seguinte mostra a evolução do ICP na Trajetória Base para o período 2015-2025 e para 2030.

Figura 10 – ICP Trajetória Base

Fonte: REN

1,19

1,27

1,31

1,16 1,17

1,26 1,24

1,19 1,18 1,16

1,12

1,20 1,23

1,10 1,10

1,17 1,16

1,14 1,13 1,10

1

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

IC 95% IC 99%

Necessidade

de incorporar

nova

capacidade

térmica para

cumprir os

critérios de

qualidade e

segurança de

abastecimento


12

Da análise do gráfico que mostra a evolução do ICP para a Trajetória Base, é possível observar no

período 2015-2024 os resultados apontam para um ICP sempre superior a 1, verificando-se um mínimo

de 1,10 a 1,16 consoante a probabilidade e excedência seja 95% ou 99% respetivamente, e um

máximo de 1,23 a 1,31 consoante a probabilidade e excedência seja 95% ou 99% respetivamente.

Apesar do descomissionamento de duas centrais neste período, a compensação no sistema

electroprodutor é feita através da entrada em serviço de novas centrais hídricas que permite manter o

ICP em níveis adequados até 2024.

No entanto, e como consequência do descomissionamento da central da Tapada do Outeiro prevista

para 2024, verifica-se que a partir de 2025 o ICP encontra-se no limiar do valor considerado como

limite mínimo para o cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento.

Adicionalmente, e analisando a evolução da estrutura de produção, verifica-se que a partir de 2025 o

contributo da componente térmica no sistema electroprodutor, inferior a 15%, revela-se insuficiente

para superar as necessidades de consumo na ocorrência de um regime hidrológico seco associado à

variabilidade da eólica e solar, que em 2025 e 2030 têm um peso combinado de cerca de 32% a 33%.

Face a este panorama deve ser equacionada a instalação de um (1) novo grupo térmico a gás natural

ou carvão na gama dos 450 MW em 2025, o que com a evolução expectável da procura no período

2025-2030 conduz à necessidade de incorporar um segundo grupo térmico.

Figura 11 – Evolução prevista da estrutura de produção do SEN

Análise de Sensibilidade à Procura

Em complemento à análise da Trajetória Base, efetuou-se uma sensibilidade ao cenário da procura de

forma a aferir a adequação do sistema electroprodutor face a um cenário de procura mais elevado,

tendo sido considerado para este efeito o Cenário Superior do consumo de eletricidade. A figura

PRE 39%

Grande Hídrica

32%

Térmica PRO 29%

2015

PRE 42%

Grande Hídrica

36%

Térmica PRO 22%

2020

PRE 45%

Grande Hídrica

41%

Térmica PRO 14%

2025

PRE 46%

Grande Hídrica

41%

Térmica PRO 13%

2030


13

seguinte mostra a evolução do ICP para a Análise de Sensibilidade à Procura, para os estádios 2015,

2020, 2024, 2025 e 2030.

IC 95% IC 99%

Figura 12 – ICP Trajetória Base vs. Análise de Sensibilidade à Procura Fonte: REN

Dos resultados obtidos para o ICP é possível concluir que, face a um cenário de maior consumo, a

partir de 2025 o ICP encontra-se no limiar do valor considerado como limite mínimo para o

cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento.

Adicionalmente, e face ao desequilíbrio entre a componente térmica e a componente hídrica e PRE

renovável que se irá verificar a partir de 2025 já referido anteriormente, identifica-se a necessidade

de instalar três (3) novos grupos térmicos a gás natural ou carvão no período 2025-2030, mais um

grupo face aos dois já identificados na Trajetória Base.

Análise de Sensibilidade à Oferta

A par da análise de sensibilidade anteriormente analisada, efetuou-se uma outra sensibilidade ao

cenário de oferta de forma a aferir a adequação do sistema electroprodutor face a um cenário de

extensão do prazo de funcionamento das atuais centrais a carvão, Sines e Pego, até 2025.

Figura 13 - Evolução expectável do sistema electroprodutor (MW): Cenário Base - Análise de Sensibilidade à Oferta

1,19

1,26

1,16

1,19

1,23

1,13

1

2015 2020 2024 2025 2030

Base Sensibilidade à Procura

Necessidade de incorporar nova

capacidade térmica para cumprir os critérios de qualidade e

segurança de abastecimento

1,12

1,17

1,10

1,11

1,15

1,07 1

2015 2020 2024 2025 2030

Base Sensibilidade à Oferta

Necessidade de incorporar nova

capacidade térmica para cumprir os critérios de qualidade e


20.821 18.058

22.577

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Total Base Total Análise Sensibilidade à Oferta


14

A figura seguinte mostra a evolução do ICP no cenário

Análise de Sensibilidade à Oferta, para os estádios 2020

e 2025. Dos resultados obtidos para o ICP, é possível

concluir que, face à Trajetória Base, não se perspetiva a

necessidade de incorporar no sistema nova capacidade

térmica, dado que a manutenção das centrais térmicas

de Sines e do Pego permite compensar o

descomissionamento da central da Tapada do Outeiro

ao mesmo tempo que permite manter o equilíbrio

entre a componente térmica e a componente

renovável intermitente.

Figura 14 - ICP Análise de Sensibilidade à Oferta Fonte: REN

Teste de Stress

Nesta análise considerou-se, para o cenário de oferta até 2030, a entrada em serviço apenas de

centros electroprodutores em construção ou que se prevê que iniciem a construção até final de 2014,

além dos descomissionamentos já previstos. Comparando com o cenário Base, em 2030 prevê-se uma

diferença de 5.120 MW na capacidade total instalada. Na figura seguinte é possível comparar a

perspetiva de evolução da capacidade instalada no sistema electroprodutor em cada um dos cenários.

Figura 15 - Evolução expectável do sistema electroprodutor (MW): Cenário Base vs. Cenário Teste de Stress

O objetivo desta análise, como referido anteriormente,

passa por identificar o estádio a partir do qual se prevê

que o sistema electroprodutor não seja adequado para

responder à procura (cenário superior).

Da análise da evolução do ICP verifica-se que em 2022

o ICP regista valores de 0,97 e 1,01 com probabilidade

de excedência de 99% e 95%, respetivamente,

ilustrando a insuficiência do sistema electroprodutor

para dar resposta às necessidades de consumo a partir

desse ano.

Figura 16 - ICP Teste de Stress Fonte: REN

1,37 1,32

1,28 1,23

1

2020 2025

IC 95% IC 99%

18.058

22.268

17.148

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

Total Base Total Teste de Stress

1,11

1,01 1,05

0,97

1

2021 2022

IC 95%

IC 99%


15

Evolução da RNT

O descomissionamento da Central a carvão de Sines previsto para 2017, segundo estudos já

realizados pela REN, poderá conduzir a um desequilíbrio na zona sul da RNT, visto que esta zona do

país deixará de contar com qualquer central térmica de base. Em certas situações, estes desequilíbrios

na rede poderão criar problemas ao normal funcionamento da rede e conduzir ao não cumprimento

dos padrões de segurança de abastecimento definidos nos regulamentos nacionais. Este problema

poderá ser solucionado com recurso a reforços de rede, já identificados na proposta de PDIRT 2014-

2023, mas que devem ser concretizados até à data de descomissionamento da central, o que

implicaria a antecipação de alguns dos projetos.

Competitividade do Sistema Electroprodutor Nacional

Custos Marginais de Produção

O custo marginal de produção (CMP) do sistema electroprodutor permite avaliar, no longo prazo, a

competitividade relativa do sistema electroprodutor nacional. A evolução dos CMP médios anuais

considerando um regime hidrológico médio apresentam uma tendência crescente no período de 2015-

2030, como mostra a figura seguinte, verificando-se uma tcma de 1,5% a 1,3% consoante o tipo de

tecnologia adotado para os novos grupos térmicos identificados na trajetória Base seja gás natural ou

carvão, respetivamente.

Figura 17 – Custos marginais de produção médios anuais em ambiente MIBEL em regime hidrológico médio

Fonte: REN

Comparando os custos marginais de produção obtidos neste RMSA-E 2014 com os obtidos em estudos

anteriores, verifica-se a partir de 2020 uma aproximação face aos valores anteriormente previstos.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

(€/MWh)

Opção GÁS Opção CARVÃO


16

Figura 18 – Comparação dos Custos marginais de produção médios anuais em ambiente MIBEL em regime hidrológico médio

Fonte: REN

Qualidade de Serviço

O fornecimento de energia elétrica com um elevado nível de qualidade constitui uma necessidade

essencial para a satisfação da sociedade em geral e, em particular, um suporte para sustentar o

desenvolvimento das atividades económicas em condições competitivas num mercado cada vez mais

global.

Os padrões de natureza técnica abrangem as questões relacionadas com a continuidade do

fornecimento de energia elétrica bem como as questões que se prendem com a qualidade da onda de

tensão que é colocada à disposição dos clientes.

No que se refere aos padrões de natureza comercial, que abrange a natureza e a qualidade dos

serviços que são prestados aos consumidores de energia elétrica (condições gerais de atendimento,

modalidades de atendimento, os centros de atendimento presencial, o atendimento telefónico, o

cumprimento do dever de informar os clientes, a assistência técnica e a avaliação da satisfação dos

clientes), o respetivo acompanhamento é da competência da Entidade Reguladora dos Serviços

Energéticos – ERSE.

Tendo por base os Relatórios da Qualidade de Serviço de 2013 elaborados pela REN e EDP –

Distribuição, relativa a Portugal Continental, foi elaborado o Relatório da Qualidade de Serviço de 2013

que constitui o Anexo 2 do presente documento. Do mesmo são de salientar as seguintes conclusões:

Rede de Transporte:

Em termos globais, a evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço mostram

que o ano 2013 foi aquele em que a RNT apresentou o segundo melhor desempenho dos

indicadores da qualidade de serviço.

Em 2013, a grande maioria das interrupções de serviço que ocorreram têm uma duração

inferior a 30 minutos e estão associadas a cortes de potência que não ultrapassam os 100

MW (1,2 % da ponta de consumo registada em 2013). Na maioria (95%) dos pontos de

entrega de energia elétrica da RNT não se registaram, nos últimos cinco anos, quaisquer

40

45

50

55

60

65

70

75

2015 2017 2020 2025

RMSA-E 2014 Estudos anteriores

(€/MWh)


17

interrupções de duração superior a 3 minutos. Em 2013 verificaram-se 3 interrupção de

duração superior a 3 minutos nos PdE.

Em 2013, os indicadores SAIFI, SAIDI e MAIFI registaram um ligeiro agravamento face a 2012,

no entanto os resultados são melhores do que a média dos últimos 5 anos.

Em relação à qualidade da onda de tensão, os níveis médios das perturbações registadas são

relativamente baixos, estando abaixo dos limites regulamentares. A taxa de realização do

plano de monitorização foi de 93%, valor superior ao verificado em 2012.

Rede de Distribuição:

Em 2013 verificou-se um agravamento dos principais indicadores de qualidade de serviço

técnica, em boa parte devido à ocorrência de condições atmosféricas extremamente

adversas registadas nos meses de janeiro e de dezembro (exemplo: Tempestade Gong), que

influenciaram negativamente a evolução de alguns dos indicadores.

Na rede AT, face a 2012, verificou-se um aumento de cerca de 20% do número total de

Interrupções Acidentais AT e igual aumento do número total de Interrupções Previstas AT. De

referir também que, excluídos os eventos de caráter excecional, em 2013 não se registaram

incidentes relevantes na rede AT.

Na rede MT, face a 2012, também se verificou um agravamento dos valores dos indicadores

de continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as condições

atmosféricas adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013. Em termos regionais

registou-se igualmente um aumento em todos indicadores em quase todos os distritos, com

exceção dos distritos de Faro, de Évora e de Lisboa.

Igualmente na rede BT, face a 2012, verificou-se um agravamento dos valores dos

indicadores de continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as

condições atmosféricas adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013. Em termos

regionais registou-se uma melhoria em alguns dos indicadores, em especial nas zonas B e C.

Em termos da qualidade da onda de tensão das instalações da EDP Distribuição, verificou-se

uma distribuição regional equilibrada, conforme o estabelecido no RQS Portugal Continental.

Das ações de monitorização trimestrais registaram-se situações pontuais de não

conformidade dos valores de amplitude de tensão, de tremulação e das tensões harmónicas.

No que respeita aos resultados do programa de monitorização permanente, em 2013

verificou-se um reforço da abrangência deste programa e registaram-se algumas situações

pontuais de não conformidade dos valores de tremulação e das tensões harmónicas.


18

Considerações Finais

1. Os cenários de procura, essenciais para orientar a evolução da oferta, traduzem uma recuperação

da procura de eletricidade, embora pouco expressiva nos próximos anos, em resultado das

prestativas de recuperação económica do país.

2. No período 2015-2024, e em ambos os cenários de consumo (central e superior), o sistema

electroprodutor mostra-se capaz de dar resposta à evolução expectável dos consumos de

eletricidade, assegurando os níveis de segurança de abastecimento. No entanto, no período 2025-

2030, o ICP encontra-se no limiar do valor considerado como limite mínimo para o cumprimento

dos critérios de segurança de abastecimento, pelo que o sistema electroprodutor poderá não ter

capacidade para dar resposta à evolução expectável dos consumos de eletricidade, quer no cenário

central quer no cenário superior de consumo.

A partir de 2025 o contributo da componente Térmica no sistema electroprodutor será inferior a

15%, revelando-se insuficiente para superar as necessidades de consumo na ocorrência de um

regime hidrológico seco associado à variabilidade da eólica e solar, que em 2025 e 2030 têm um

peso combinado de cerca de 32% a 33%. Face a este panorama deve ser equacionada a instalação

de um (1) novo grupo térmico a gás natural ou carvão na gama dos 450 MW em 2025 e de um

segundo grupo térmico no período 2025-2030. No cenário superior de consumo deve ser

equacionado a incorporação de um terceiro grupo térmico também no período 2025-2030.

Num cenário em que se mantém em funcionamento as centrais térmicas de Sines e do Pego até

2025, não se perspetiva a necessidade de incorporar no sistema nova capacidade térmica.

No cenário Teste de Stress, a partir de 2022 verifica-se a insuficiência do sistema electroprodutor

para dar resposta às necessidades de consumo.

3. O phase-out do nuclear em alguns países europeus, e a falta de capacidade de investimento de

alguns países em nova potência renovável para cumprir as metas comunitárias, trará oportunidades

para países como Portugal para transferir produção renovável (transferência física e não virtual)

para esses mesmos países, com participação dos mecanismos de flexibilidade previstos na Diretiva,

em especial de origem Eólica e Solar. No entanto, o facto do Mercado Ibérico (MIBEL) funcionar à

margem da restante Europa dada a escassez de potência de interligação entre Espanha e França,

torna difícil o escoamento de produção renovável para o restante mercado europeu, sendo por isso

essencial o reforço da interligação entre a Península Ibérica e o resto da Europa, através de França.

O reforço desta interligação para níveis adequados permitirá a Portugal escoar o excesso de

produção renovável, que é custo-eficiente, fazendo uso dos recursos endógenos abundantes,

beneficiando assim os consumidores europeus e contribuindo para os esforços globais em matéria

de energia e clima.

4. Com a desclassificação prevista das Centrais Térmicas a carvão de Sines em 2017 e do Pego em

2021, o sistema electroprodutor térmico de Portugal continental ficará totalmente dependente das

centrais térmicas a Gás Natural (GN). Esta situação poderá colocar Portugal numa situação de

extrema dependência de uma única fonte de origem fóssil, que poderá trazer problemas ao nível


19

do abastecimento dado que, segundo os dados de 2013, Portugal importa GN principalmente de 2

países – Argélia (49%) e Nigéria (25%). A manter-se este cenário, em que as importações de GN

dependem de países politicamente instável como é o caso da Nigéria, e mais recentemente a

Argélia onde se registaram incidentes envolvendo instalações de cariz energético, poderá estar em

causa a segurança do abastecimento, especialmente se ocorrer um ano seco. É por isso de extrema

importância o reforço do mix de produção de eletricidade.

5. De ressalvar a importância que o aumento da capacidade instalada em aproveitamentos

hidroelétricos reversíveis, ou seja, centrais hídricas com uma capacidade de turbinar e de bombar

água, ao permitir reduzir as perdas de produção renovável para valores mínimos (inferiores a 75

GWh/ano) e com uma probabilidade de ocorrência da inferior a 2,5%.

6. É essencial uma monitorização constante da evolução do consumo de eletricidade, por forma a

garantir que, em caso de um crescimento do consumo acima das previsões, sejam adotadas em

tempo útil as medidas necessárias a garantir a manutenção de níveis adequados de segurança de

abastecimento, dando prioridade a medidas custo-eficientes do lado da procura (reforço da

eficiência energética, demand response e interruptibilidade), complementadas com a eventual

instalação de nova capacidade de oferta.

7. O descomissionamento da Central a carvão de Sines previsto para 2017 poderá conduzir a um

desequilíbrio na zona sul da RNT e, em certas situações, estes desequilíbrios na rede poderão criar

problemas ao normal funcionamento da rede. Este problema poderá ser solucionado com recurso a

reforços de rede, já identificados na proposta de PDIRT 2014-2023, mas que devem ser antecipados

de forma a estarem concluídos à data de descomissionamento da central.

8. Numa análise de sensibilidade à oferta, face a um cenário de extensão do prazo de funcionamento

das atuais centrais a carvão, Sines e Pego, até 2025, pode-se concluir que, face à Trajetória Base,

não se perspetiva a necessidade de incorporar no sistema nova capacidade térmica, dado que a

manutenção daquelas duas centrais permite compensar o descomissionamento da central da

Tapada do Outeiro ao mesmo tempo que permite manter o equilíbrio entre a componente térmica

e a componente renovável intermitente.

9. O setor electroprodutor tenderá a perder alguma competitividade dadas as previsões do aumento

dos custos marginais de produção no horizonte 2014-2025.


20

Anexos

Anexo 1 – Relatório REN “Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN

– Período 2015-2030”

Anexo 2 – Relatório da Qualidade de Serviço 2013

ANEXO 1

Relatório REN

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN – Período 2015-2030

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN

Período 2015-2030

CONTRIBUTOS PARA O RMSA-E

2 01 4

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 SE 1

SUMÁRIO EXECUTIVO

Enquadramento

De acordo com a legislação em vigor (Artigo 63º do Decreto-Lei n.º 29/2006, revisto e republicado pelo

Decreto-Lei n.º 215-A/2012, e Artigo 32º do Decreto-Lei n.º 172/2006 revisto e publicado pelo

Decreto-Lei n.º 215-B/2012), compete à REN fornecer os elementos que a DGEG considerar necessários à preparação

de uma proposta de Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento (RMSA), a submeter nos anos pares ao

Ministro da Economia e Inovação. Nos anos ímpares a DGEG elabora um relatório de monitorização simplificado. O

Governo publica o Relatório, dando conhecimento do mesmo à Comissão Europeia e à ERSE.

Enquanto contributo para o RMSA, no presente relatório são contemplados, entre outros:

a) A segurança do funcionamento das redes;

b) O equilíbrio entre a oferta e a procura, para um período de 5 anos;

c) As perspectivas de segurança do fornecimento de electricidade, para um período de 5 a 15 anos;

d) As intenções de investimento em capacidade de interligação transfronteiriça, pelo menos para os próximos 5

anos.

As análises apresentadas neste relatório têm por base a evolução do SEN, os cenários de evolução dos consumos de

electricidade e os restantes elementos prospectivos no período 2015-2030 indicados pela DGEG. São desenvolvidos

estudos para os estádios 2015 a 2025 e 2030

Análises realizadas

No desenvolvimento dos estudos são utilizados dois modelos de simulação:

VALORAGUA – simulação do sistema electroprodutor em ambiente MIBEL1;

RESERVAS – análise probabilística da segurança de abastecimento.

Os estudos sobre a evolução do sistema electroprodutor incidem sobre os seguintes cenários definidos pela DGEG:

Trajectória "Base" (Capítulo II) incluindo uma análise de sensibilidade à procura e uma análise de

sensibilidade à oferta; e

"Teste de Stress" (Capítulo III).

A trajectória “Base” tem por objectivo estudar a evolução do sistema electroprodutor nacional num cenário de

cumprimento das metas e dos objectivos da política energética definidos pelo Governo. Para o efeito, consideraram-

se os Pressupostos Gerais elaborados pela DGEG, onde se inclui a evolução dos consumos de electricidade de acordo

com o definido no Cenário Central (ver Anexo I).

Nesta trajectória, procede-se à avaliação das condições de segurança de abastecimento (identificando eventuais

défices de capacidade de produção), à análise do equilíbrio entre as diferentes componentes da produção e da

competitividade do sistema electroprodutor nacional no âmbito do MIBEL, e à avaliação do cumprimento das metas da

política energética e do nível de optimização da utilização dos recursos renováveis.

A partir da trajectória “Base” foi efectuada uma análise de sensibilidade à procura (nos estádios 2015, 2020, 2025 e

2030), assumindo uma evolução dos consumos de electricidade de acordo com o cenário Superior, bem como uma

análise de sensibilidade à oferta (nos estádios 2020 e 2025), na eventualidade de as actuais centrais termoeléctricas a

carvão não serem desclassificadas nas datas previstas, prolongando o seu funcionamento até 2025.

1 Nos estudos realizados com o VALORAGUA é assumido um modelo de mercado em concorrência perfeita, sem consideração de

estratégias comerciais dos agentes de mercado, nem eventuais restrições contratuais.

SE 2 Sumário Executivo

Complementarmente ao estudo da trajectória “Base”, foi efectuado um ”Teste de Stress” tendo por base o sistema

electroprodutor actual, deduzido das desclassificações previstas ao longo do tempo e apenas acrescido dos novos

centros produtores em construção ou que se prevê iniciem a construção durante 2014. O objectivo desta análise

consiste em identificar o estádio a partir do qual se deixe de verificar a adequação do sistema electroprodutor para

abastecimento dos consumos, na ocorrência do cenário Superior da procura.

ASPECTOS MAIS RELEVANTES DAS ANÁLISES DA EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR

Resumo dos principais resultados

Seguidamente são apresentados os principais resultados dos estudos sobre a evolução do sistema electroprodutor,

repartidos pelos três factores chave da sustentabilidade energética: Segurança de Abastecimento, Protecção do

Ambiente e Competitividade.

Segurança de Abastecimento

Na trajectória “Base”, até 2024, a evolução do ICP (Índice de Cobertura probabilístico da Ponta) nos

períodos de ponta anual é sempre superior a 1,10 (valor correspondente aos estádios 2018, 2019 e

2024, para probabilidade de excedência de 99%). O valor mais elevado do ICP (1,31) ocorre em

2017, para uma probabilidade de excedência de 95%. Entre 2015 e 2024, o LOLE (Loss Of Load

PRO Térmica PRO Hídrica PRE

0,9 GW

Necessidade de reforço

através de 2 grupos térmicos

de base da gama 450 MW

Análise de

Sensibilidade à

OFERTA

1,8 GWAdiamento da desclassificação

dos actuais grupos a carvão

(Sines e Pego) para data

posterior a 2025

Análise de

Sensibilidade à

PROCURA

1,3 GW

Necessidade de reforço

através de 3 grupos térmicos

de base da gama 450 MW

0 GW

Sem capacidade em

construção ou que se

prevê inicie em 2014

1,5 GW

(1,4 GW reversíveis)

Capacidade em



0,5 GW

Eólica: 0,3 GW

Solar: 0,18 GW

Cogeração: 0,04 GW

Restantes: 0,02 GW

Capacidade em



Trajectória "BASE"

"Teste de STRESS"

Crescimento da

Procura

Evolução da Capacidade

Cenário Central

TWh2030

57,4

tmca 2014-2030

0,94%

Cenário Superior

TWh2030

60,5

tmca 2014-2030

1,25%

3,1 GW

Eólica: 1,7 GW

Solar: 0,6 GW

P. Hídricas: 0,2 GW

Cogeração: 0,4 GW

Restantes: 0,2 GW

4,1 GW

(3,4 GW reversíveis)

Cumprimento do Programa

Nacional de Barragens,

reforços de potência e

novos aproveitamentos

já licenciados

2014-2030


Expectation) decresce de 0,5 h/ano para 0 h/ano. Mesmo na situação menos favorável (estádio

2015), a EENS não excede 0,0002% da procura anual.

A partir de 2017, após a desclassificação da actual central a carvão de Sines, deixará de existir no

sistema qualquer central térmica de base na zona sul, o que colocará dificuldades e restrições

acentuadas à operação da RNT que, dependendo dos regimes de funcionamento, poderão colocar

em causa a própria garantia de continuidade de serviço. Não obstante, a antecipação de alguns dos

projectos de reforço da RNT permitirá dar resposta adequada a estas condições.

A partir de 2025, em consequência da desclassificação da central a ciclo combinado da Tapada do

Outeiro (Turbogás), o ICP para uma probabilidade de excedência de 99% é inferior a 1,0,

conduzindo à necessidade de incorporação no sistema de nova capacidade térmica de base. Para

garantir o cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento na vertente Adequacy, em

2025, será necessário instalar 1 novo grupo da gama dos 450 MW, de ciclo combinado a gás natural

ou de carvão pulverizado. Face ao aumento dos consumos previsto para o quinquénio seguinte,

identificou-se a necessidade de 1 grupo adicional (a gás ou carvão) até 2030. Com estes reforços,

perspectiva-se que as condições de segurança de abastecimento sejam mantidas em níveis

correspondentes a valores de LOLE que respeitam os critérios definidos (≤ 5 h/ano).

Do ponto de vista da estrutura e segurança da RNT, na perspectiva da adequação da distribuição do

parque electroprodutor, a zona de Sines, ou da península de Setúbal, afiguram-se como das mais

favoráveis para a eventual construção de uma nova central de base.

Da análise de sensibilidade à procura, face à ocorrência do cenário superior de evolução dos

consumos (com um acréscimo de cerca de 400 MW na ponta anual de consumos), as necessidades de

incorporação no sistema de nova capacidade de base apontam para a entrada em serviço de 2

grupos térmicos da gama de 450 MW, em 2025, e 3 grupos, em 2030 (ou seja, 1 grupo térmico

adicional face aos identificados na trajectória “Base”).

A análise de sensibilidade à oferta realizada para os estádios 2020 e 2025, no pressuposto de

prolongamento do serviço das actuais centrais termoeléctricas a carvão até 2025, aponta para um

valor mínimo de ICP correspondente a 1,23 (em 2025, para uma probabilidade de excedência de

99%). Nestas condições, contrariamente à trajectória “Base”, não se perspectiva a necessidade de

incorporação no sistema de capacidade adicional até 2025, nem impactes significativos sobre o

desenvolvimento da RNT.

O “Teste de Stress” realizado, tendo por base a composição do sistema actual (deduzida das

desclassificações previstas ao longo do tempo e acrescida dos novos centros produtores em

construção ou que se prevê iniciem a construção durante 2014), permite constatar que a potência

disponível para cobrir a ponta de consumos deixará de ser adequada em 2022, admitindo uma

probabilidade de excedência do ICP de 99%. No que diz respeito à RNT, partindo das condições que

lhe estão implícitas para dar resposta à trajectória “Base”, até 2021 a rede tem condições para

assegurar o funcionamento adequado do sistema.

SE 4 Sumário Executivo

Protecção do Ambiente

Os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos consumos de electricidade

na trajectória “Base” enquadram-se nas estimativas apresentadas no PNAER 2020 para garantir o

cumprimento da meta de 31% para a quota de energias renováveis no consumo final bruto de

energia para Portugal. Os resultados obtidos conduzem, em 2020, a uma quota da produção

renovável de cerca de 57,6% do consumo bruto de electricidade. Este valor está compreendido

entre 56,5% e 59,2%, dependendo da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica

mais adversa ou de uma condição hidrológica mais favorável. No horizonte 2030, apesar de um

ligeiro decréscimo, a quota esperada é superior a 55,5% (compreendida entre 53,7% e 58,1%).

A análise de sensibilidade ao crescimento da procura mais elevado da trajectória “Base” conduziu a

um decréscimo de cerca de 1pp da quota da produção renovável para cerca de 56,4 % do consumo

bruto de electricidade (valor compreendido entre 55,3% e 59%, dependendo da condição

hidrológica).

Entre 2015 e 2017, as emissões totais anuais de CO2 na trajectória “Base” ascendem a cerca de

13 Mt na média dos regimes hidrológicos. Com a desclassificação da central de Sines a carvão (no

final de 2017) prevê-se um decréscimo desse valor em 5,5 Mt e, posteriormente, em 2,5 Mt,com a

desclassificação da central do Pego a carvão (no final de 2021).

A partir de 2025, dependendo da tecnologia que vier a ser adoptada para reforço da capacidade de

base do sistema electroprodutor, as emissões totais anuais das centrais termoeléctricas poderão

diminuir até 4,1 Mt, na hipótese de reforço com grupos de ciclo combinado a gás natural, ou até 3

Mt, case se opte pelo carvão, em que se assume grupos equipados com CCS em 2030.

Da análise de sensibilidade à procura, constata-se que as emissões de CO2 são sempre superiores

relativamente à trajectória “Base”, verificando-se uma diferença geralmente crescente ao longo do

horizonte de estudo. Na hipótese de entrada em serviço de novos ciclos combinados, o incremento

ascende a um máximo de 0,8 Mt (num total de 4,9 Mt em 2030).

A maior produção com base em centrais a carvão resultante da análise de sensibilidade à oferta

contribui fortemente para o aumento das emissões de CO2. Entre 2020 e 2025 são estimados valores

totais compreendidos entre 13 Mt e 14 Mt, a que correspondem aumentos compreendidos entre 80%

e 190% face à trajectória “Base”.

Competitividade

Até ao final de 2017, antes da desclassificação da central de Sines, a utilização média das centrais a

carvão é de aproximadamente 93%, podendo oscilar de 73% a 100%, em função do regime

hidrológico. Entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego em serviço), estes valores aumentam

ligeiramente para 96% na média dos regimes, dentro de uma banda de 81%-100%.

Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a carvão, em 2025, sem dispor ainda de

equipamentos CCS, a utilização destes grupos aproxima-se da perspectivada para o período 2018-

2021 (para a central do Pego). Já em 2030, a perda de competitividade induzida pelo CCS conduz à

redução da utilização na média dos regimes (87,5%) e em regime húmido (68,2%).


Quanto à utilização das centrais de ciclo combinado a gás natural, tendo em consideração que são

fortemente condicionadas pelas centrais a carvão (sempre mais competitivas), verifica-se a

ocorrência de 3 fases distintas até 2024:

entre 2015 e 2017 (antes da desclassificação de Sines), em que a utilização média é de

cerca de 13,5%, podendo oscilar entre 4,5%-28%;

entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego a carvão em funcionamento), em que a

utilização média aumenta em cerca de 20 pp para 33% (numa banda de 16%-53%); e

entre 2022 a 2024 (sem centrais a carvão no sistema), quando são obtidos valores da ordem

dos 45% (numa banda de 26%-66%).

O eventual reforço de capacidade do sistema baseado em CCGT após 2025 aponta para utilizações

destas centrais superiores a 40%. Pelo contrário, caso sejam integrados novos grupos a carvão, a

utilização média das centrais existentes (no Pego, em Lares e no Ribatejo) decresce

progressivamente para valores médios de cerca de 30% em 2030.

A ocorrência de um cenário Superior de consumos induz, na hipótese de integração de novas CCGT,

ligeiros acréscimos na utilização das centrais a gás natural (inferiores a 3 pp) face à trajectória

“Base”, sobretudo no longo prazo. No caso de coexistência de novas centrais a carvão, verifica-se a

diminuição da utilização (num máximo de 6 pp em 2025).

O eventual prolongamento do funcionamento das actuais centrais a carvão de Sines e Pego induz

impactes significativos sobre o nível de utilização das centrais a gás natural. Em condições médias, a

utilização destas centrais perspectiva-se inferior a 22% e, mesmo na ocorrência de um regime seco,

a utilização não supera a verificada na média dos regimes de qualquer das hipóteses de expansão do

sistema assumidos na trajectória “Base”.

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030

ÍNDICE

SUMÁRIO EXECUTIVO .......................................................................................................... 1

CAPÍTULO I Introdução ................................................................................................. 1

1. Objectivos do relatório ....................................................................................... 1

2. Critérios para análise da segurança de abastecimento ................................................. 2

CAPÍTULO II Trajectória “Base” ....................................................................................... 4

3. Evolução do Sistema ........................................................................................... 4

3.1 Procura - evolução do consumo referido à produção líquida................................................. 4

3.2 Oferta - evolução do sistema electroprodutor ................................................................. 5

3.3 Evolução da RNT e das Interligações ............................................................................ 7

3.3.1 Princípios e objectivos dos Planos de Desenvolvimento da Rede ..................................... 7

3.3.2 Capacidades de recepção das redes planeadas do PDIRT .............................................. 8

3.3.3 Limitação de concentração de geração por questões de estabilidade e segurança do sistema .. 10

3.3.4 Capacidade comercial de interligação com Espanha ................................................... 10

3.3.5 Principais alterações ao desenvolvimento da rede anteriormente previsto ........................ 12

4. Exploração do Sistema ...................................................................................... 15

4.1 Segurança de abastecimento .................................................................................... 15

4.1.1 Garantia de abastecimento ................................................................................ 15

4.1.2 Estrutura do abastecimento dos consumos e da produção ............................................ 19

4.1.3 Localização de nova produção na RNT ................................................................... 21

4.2 Protecção do Ambiente........................................................................................... 22

4.2.1 Quota das renováveis ....................................................................................... 22

4.2.2 Risco de perda de produção renovável .................................................................. 23

4.2.3 Emissões de CO2 ............................................................................................. 24

4.3 Competitividade ................................................................................................... 25

4.3.1 Consumo de combustíveis ................................................................................. 25

4.3.2 Utilização das centrais termoeléctricas ................................................................. 26

4.3.3 Utilização da NTC ........................................................................................... 27

5. Análise de sensibilidade à procura ........................................................................ 28

5.1 Evolução do consumo referido à produção líquida ........................................................... 28




6. Análise de sensibilidade à oferta .......................................................................... 36

6.1 Evolução do sistema electroprodutor .......................................................................... 36


Índice



CAPÍTULO III “Teste de Stress” ...................................................................................... 43

7. Evolução do sistema electroprodutor até 2030 ......................................................... 43

8. Identificação dos limites de adequação do sistema electroprodutor ............................... 45

CAPÍTULO IV Síntese dos resultados ................................................................................. 46

ANEXO I Pressupostos Gerais - DGEG

ANEXO II Metodologia de previsão da procura de electricidade no período 2014-2030

ANEXO III Resultados complementares

GLOSSÁRIO

ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 1

CAPÍTULO I Introdução

1. OBJECTIVOS DO RELATÓRIO

De acordo com a legislação em vigor (Artigo 63º do Decreto-Lei n.º 29/2006, revisto e republicado pelo

Decreto-Lei n.º 215-A/2011, e Artigo 32º do Decreto-Lei n.º 172/2006 revisto e publicado pelo

Decreto-Lei n.º 215-B/2012), compete à REN fornecer os elementos que a DGEG considerar necessários à

preparação de uma proposta de Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento (RMSA), a

submeter nos anos pares ao Ministro da Economia e Inovação. Nos anos ímpares a DGEG elabora um

relatório de monitorização simplificado. O Governo publica o Relatório, dando conhecimento do mesmo à

Comissão Europeia e à ERSE.

Enquanto contributo para o RMSA, no presente relatório são contemplados, entre outros:

a) A segurança do funcionamento das redes;

b) O equilíbrio entre a oferta e a procura, para um período de 5 anos;

c) As perspectivas de segurança do fornecimento de electricidade, para um período de 5 a 15 anos;

d) As intenções de investimento em capacidade de interligação transfronteiriça, pelo menos para os

próximos 5 anos.

As análises apresentadas neste relatório têm por base a evolução do SEN, os cenários de evolução dos

consumos de electricidade e os restantes elementos prospectivos no período 2015-2030 indicados pela

DGEG. São desenvolvidos estudos para os estádios 2015 a 2025 e 2030. No desenvolvimento destes estudos

são utilizados dois modelos de simulação:

VALORAGUA – simulação do sistema electroprodutor em ambiente MIBEL2;

RESERVAS – análise probabilística da segurança de abastecimento.

Os estudos sobre a evolução do sistema electroprodutor incidem sobre as seguintes análises:

Trajectória “Base” (Capítulo II) incluindo uma análise de sensibilidade à procura e uma análise de

sensibilidade à oferta; e

“Teste de Stress” (Capítulo III).

Os principais resultados são apresentados resumidamente no Capítulo IV.

Os pressupostos gerais indicados pela DGEG constituem o Anexo I.

Uma nota sobre a metodologia de previsão da procura encontra-se no Anexo II.

Resultados complementares dos estudos são apresentados no Anexo III.

2 Nos estudos realizados com o VALORAGUA é assumido um modelo de mercado em concorrência perfeita, sem consideração de

estratégias comerciais dos agentes de mercado, nem eventuais restrições contratuais.

2 Enquadramento

2. CRITÉRIOS PARA ANÁLISE DA SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO

A segurança de abastecimento ao nível da produção de electricidade está associada ao desempenho do

sistema electroprodutor em duas vertentes:

Adequacy (avaliação estática da suficiência da capacidade instalada para cobrir a procura horária

de electricidade) e

Security3 (análise operacional com a avaliação da capacidade de resposta do sistema para

responder a perturbações do equilíbrio oferta-procura).

Quando a realidade era caracterizada por duas principais variáveis de incerteza na operação dos sistemas

(procura e falhas fortuitas de grupos geradores), a componente de Adequacy assumia maior relevância na análise

das condições de segurança de abastecimento a médio e longo prazo, estando a componente de Security

associada apenas a problemas de curto-prazo relacionados com a mobilização oportuna dos meios de geração.

A evolução verificada na última década nos sistemas eléctricos europeus, caracterizada pela integração

maciça de capacidade de produção não gestionável (associada principalmente ao aproveitamento de

fontes de energia renováveis) e pelo reforço das capacidades de interligação entre países, veio adicionar

variáveis de incerteza ao lado da oferta. No caso dos sistemas Ibéricos, os objectivos a alcançar definidos

no âmbito da política energética deram enorme dimensão a essas variáveis.

Neste contexto, a componente Security ganhou relevância na avaliação das condições de segurança de

abastecimento a médio e longo prazo, dado que passou a ser essencial identificar não apenas a futura

capacidade de produção (em termos latos), mas também as necessidades de reserva operacional, de modo

a que as perturbações potenciais no equilíbrio oferta-procura (de muito maior dimensão que

anteriormente) fossem acomodadas com segurança pelo sistema electroprodutor.

No presente relatório, a avaliação das condições de segurança de abastecimento até ao horizonte 2030 é

efectuada através de indicadores probabilísticos resultantes da simulação das configurações do sistema

electroprodutor com o modelo RESERVAS, que traduzem o seu desempenho nas duas vertentes acima

referidas:

i) Adequacy

A avaliação da adequação da potência disponível para cobrir a procura horária de electricidade é

efectuada através do Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP), que corresponde ao menor dos

doze ICP mensais de cada ano. A partir de 2015, considera-se a contribuição de uma capacidade

correspondente a 10% da NTC (Net Transfer Capacity) prevista.

Para verificação da adequação da capacidade do sistema para cobrir a ponta de consumos considera-se

que o ICP com probabilidade de excedência entre 95% e 99% não deve ser inferior a 1,0.

ii) Security

As necessidades de reserva operacional são avaliadas pelos desvios no equilíbrio oferta-procura que

ocorrem entre todos os períodos elementares. Essas necessidades são confrontadas com os meios de

3 De notar que na vertente Security apenas se analisa as perturbações em regime estacionário do sistema (suficiência da reserva

secundária e terciária), não se contemplando por isso a análise dinâmica do sistema (em regime transitório).


produção existentes em cada ano capazes de fornecer reserva operacional. A reserva operacional é

constituída pela reserva secundária4 e pela reserva terciária até 1 hora5.

Para aferir globalmente os níveis de segurança de abastecimento proporcionados pelas configurações do

sistema electroprodutor nacional analisadas, utiliza-se o indicador LOLE (Loss Of Load Expectation)

calculado pelo modelo RESERVAS, que incorpora a expectativa de perda de carga associada à componente

de Adequacy (ou LOLE estático) e a expectativa de perda de carga por insuficiência de reserva operacional

– componente de Security. Na análise de garantia de abastecimento, de acordo com os estudos recentes

desenvolvidos pela REN, este indicador deve ser igual ou inferior a 5 (h/ano).

4 Reserva Secundária: capacidade mobilizável entre 15 segundos e 15 minutos

5 Reserva Terciária até 1 hora: capacidade de substituição da Reserva Secundária mobilizável entre 15 minutos e 1 hora (albufeiras

com e sem bombagem, assim como 10% da NTC prevista a partir de 2015)

4 Trajectória “Base” Conclusões

CAPÍTULO II Trajectória “Base”

A trajectória “Base” proposta pela DGEG tem por objectivo estudar a evolução do sistema electroprodutor

nacional num cenário de cumprimento das metas e dos objectivos da política energética definidos pelo

Governo. Para o efeito, consideraram-se os Pressupostos Gerais elaborados pela DGEG, onde se inclui a

evolução dos consumos de electricidade de acordo com o definido no Cenário Central (ver Anexo I).

Nesta trajectória, procede-se à avaliação das condições de segurança de abastecimento (identificando

eventuais défices de capacidade de produção), à análise do equilíbrio entre as diferentes componentes da

produção e da competitividade do sistema electroprodutor nacional no âmbito do MIBEL, e à avaliação do

cumprimento das metas da política energética e do nível de optimização da utilização dos recursos

renováveis.

3. EVOLUÇÃO DO SISTEMA

3.1 PROCURA - EVOLUÇÃO DO CONSUMO REFERIDO À PRODUÇÃO LÍQUIDA

A trajectória de evolução do consumo referido à produção líquida considera os efeitos sobre o consumo

final de electricidade quer da implementação de medidas de eficiência energética, quer da penetração de

veículos eléctricos (VE). Uma breve nota sobre a metodologia de previsão da procura encontra-se no

Anexo II.

FIGURA 1 – EVOLUÇÃO DA PROCURA DE ELECTRICIDADE ATÉ 2030: CENÁRIO CENTRAL

O cenário Central de evolução do consumo, adoptado na trajectória “Base”, caracteriza-se por um

crescimento médio anual de 0,94%, no período 2014-2030 (Figura 1) e apresenta um consumo de 50,6 TWh

em 2020 e de 57,4 TWh em 2030. Até 2020 a taxa média de crescimento prevista é de apenas 0,4%, cerca

50595

49884

52198

50499

49060 49153 49401 49415 4929049658

5001550365 50614

5113151666

5222452835

53482

54150

54891

55692

56515

57376

45000

47000

49000

51000

53000

55000

57000

59000

61000

63000

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

GWh

Envolvente dos cenários de previsão Cenário Central

TWh2030

57,4

tmca 2014-2030

0,94%


de 1/3 da taxa para o período 2020-2030, devido ao maior impacto das novas medidas de eficiência

energética. No período 2020-2030 verifica-se uma ligeira recuperação económica.

No horizonte 2030, as medidas de eficiência energéticas consideradas representam cerca de 5 970 GWh de

poupanças acumuladas e os veículos eléctricos um consumo de 170 GWh.

3.2 OFERTA - EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR

A evolução do sistema electroprodutor ao longo do período 2014-2030, resultante das desclassificações de

centrais existentes e da entrada em serviço da nova capacidade de produção conforme pressupostos da

DGEG, é representada na Figura 2.

FIGURA 2 – EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2030: TRAJECTÓRIA “BASE”

PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE)

A Figura 3 apresenta a evolução previsional da potência instalada nas diferentes componentes da PRE6 (um

cronograma detalhado encontra-se no Anexo I).

Em termos absolutos, em 2030 a potência instalada em PRE atingirá um total de

10 332 MW que, face ao valor verificado em 2013, corresponde a um aumento da ordem dos 42,5%.

No período 2015-2020 verifica-se um crescimento de cerca de 13% que decresce para 10% e 9% nos

quinquénios seguintes.

6 Os valores referem-se às potências líquidas instaladas no final de cada ano.

-14000

-10500

-7000

-3500

0

3500

7000

10500

14000

17500

21000

24500

28000

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Capacid

ade t

ota

l in

stala

da (

MW

)

Desc

lass

ific

ação e

entr

ada e

m s

erv

iço d

e n

ova d

e c

apacid

ade (

MW

)

Gás Natural Hídrica (Reforços Pot.) Hídrica (Novos Aprov.) PRE Fuelóleo Gasóleo Carvão Capacidade total instalada

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026-2030

1805819242

20346 2082122268


FIGURA 3 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRE: TRAJECTÓRIA “BASE”

PRODUÇÃO EM REGIME ORDINÁRIO (PRO)

A evolução da capacidade das centrais térmicas convencionais e dos grandes aproveitamentos

hidroeléctricos instalada no SEN7 é apresentada na Figura 4 (um cronograma detalhado encontra-se no

Anexo III):

FIGURA 4 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRO:

TRAJECTÓRIA “BASE”

A evolução da nova capacidade

termoeléctrica considerada na trajectória

“Base” está de acordo com a informação

mais actual disponível na DGEG sobre as

datas de desclassificação das centrais

existentes (prevista nos respectivos CAE)

não estando prevista a entrada serviço

industrial dos 4 grupos CCGT

anteriormente licenciados, dado os

promotores terem comunicado a intenção

de renunciar às licenças de produção que

lhes tinham sido atribuídas.

A evolução do parque hidroeléctrico considerada na trajectória “Base” tem em conta a concretização dos

novos aproveitamentos em construção, dos reforços de potência dos aproveitamentos existentes,

propostos pelos promotores, e dos aproveitamentos decorrentes do Programa Nacional de Barragens de


0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030

Eólica 988 3 856 4 652 4 842 5 300 5 820 6 400

PCH 326 414 436 436 470 570 620

Solar Térmico 0 0 0 17 50 70 105

Fotovoltaico 0 123 283 383 670 740 800

Ondas 0 0 0 1 6 8 10

Biogás 5 30 59 59 60 65 70

Biomassa 13 117 124 130 220 250 260

RSU 85 85 77 77 77 77 77

Cogeração 1 232 1 538 1 621 1 640 1 700 1 840 1 990

TOTAL 2 649 6 162 7 252 7 585 8 553 9 440 10 332

Potê

ncia

inst

ala

da (

MW

)

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

2015 2017 2020 2025 2030

PRO Hídrica rev. 2 245 2 703 3 292 4 172 4 727

PRO Hídrica ñ rev. 3 828 3 828 4 097 4 371 4 371

PRO Térmica 5 585 5 585 4 405 2 839 2 839

TOTAL 11 657 12 115 11 793 11 381 11 936

Potê

ncia

inst

ala

da (

MW

)


Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH)8, conforme informação disponibilizada pelos produtores à

DGEG.

Neste cenário, a potência hídrica PRO instalada, atinge 9 097 MW em 2030, correspondendo a um aumento

de 80% relativamente à capacidade actual. A potência reversível atinge 4 727 MW, ou seja ligeiramente

superior a 50% da capacidade total instalada, e representa um crescimento de cerca de 2,7 vezes face à

capacidade em Dezembro de 2013 (1 294 MW).

Para avaliação da produção hidroeléctrica nos estudos de simulação da exploração do sistema

electroprodutor, utiliza-se a série histórica de afluências de 40 anos, 1971 a 2010. Para efeitos da

avaliação do comportamento do sistema electroprodutor em função da hidrologia, consideram-se os

seguintes regimes hidrológicos de referência:

Regime húmido de referência, corresponde à média dos resultados obtidos para as condições

hidrológicas de 1979, 2001 e 2010 (probabilidade de excedência de 5%);

Regime seco de referência, corresponde à média dos resultados obtidos para as condições

hidrológicas de 1992, 2005 e 2008 (probabilidade de excedência de 92,5%).

3.3 EVOLUÇÃO DA RNT E DAS INTERLIGAÇÕES

3.3.1 PRINCÍPIOS E OBJECTIVOS DOS PLANOS DE DESENVOLVIMENTO DA REDE

O planeamento da RNT rege-se por princípios e regras de segurança e de qualidade de serviço de

abastecimento dos clientes que resultam da própria natureza da concessão em regime de serviço público e

de exclusividade. Algumas destas regras constam do RARI, encontrando-se especificadas com mais

pormenor nos “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” publicados no capítulo 9.º da Portaria

n.º 596/2010, de 30 de Julho.

O desenvolvimento da RNT observa também as orientações de política energética nacional, tendo em

conta a informação recolhida dos pedidos de ligação à rede formulados pelos utilizadores da RNT

(produtores e consumidores), de modo a propiciar as estratégias de investimento mais eficientes para a

articulação entre a oferta e a procura de electricidade, assegurando ainda a estabilidade do sistema e

mantendo um nível de capacidade de interligação com Espanha que permita gamas de troca de energia

entre os dois sistemas ibéricos que suportem o desenvolvimento do Mercado Ibérico de Electricidade

(MIBEL), contribuindo para a implementação do Mercado Europeu de Energia e integração de renováveis.

Em cumprimento da legislação em vigor, em Março de 2013 a REN apresentou à DGEG a proposta de PDIRT

2014-2023, a qual, após as diversas etapas previstas na lei, designadamente a sua apresentação em sede

de consulta pública em iniciada, já em Fevereiro de 2014, foi revista e submetida a sua apreciação pelo

concedente.

8 Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico – Documento aprovado em Dezembro de 2007 pelo INAG e

DGEG, visando impor um forte impulso ao aproveitamento do potencial hidroeléctrico ainda por explorar, de modo a atingir

cerca de 70% em 2020.


3.3.2 CAPACIDADES DE RECEPÇÃO DAS REDES PLANEADAS DO PDIRT

A Figura 5 permite dar uma indicação das zonas (e montantes) onde se prevê que a RNT apresente

capacidade de recepção adicional até 2023, para além daquela que se encontrava atribuída9 em Dezembro

de 2013. De referir que os valores apresentados são de carácter indicativo, na medida em que se

encontram fortemente dependentes da realização dos projectos da RNT e da evolução efectiva do parque

electroprodutor.

9 No valor da potência atribuída pela DGEG, já se encontra contabilizada a relativa aos centros electroprodutores actualmente

ligados à rede.


FIGURA 5 - CAPACIDADE DE RECEPÇÃO DA RNT NO HORIZONTE 2023, TENDO EM CONTA O DESENVOLVIMENTO DA REDE CONSIDERADO NA

PROPOSTA DE PDIRT2014-2023


3.3.3 LIMITAÇÃO DE CONCENTRAÇÃO DE GERAÇÃO POR QUESTÕES DE ESTABILIDADE E SEGURANÇA DO SISTEMA

A distribuição da nova geração PRE e PRO ao longo do território submete a RNT a grandes variações de

fluxos entre áreas, nomeadamente entre as zonas norte e sul do país, uma vez que grande parte do

potencial hídrico e eólico se encontra na região interior norte, e a maioria do parque produtor térmico se

localiza na região centro/sul. A agravar esta situação, regista-se o facto de a maior parte do consumo

nacional se encontrar maioritariamente concentrado na região litoral do país, em particular na faixa

costeira entre Setúbal e Braga, englobando a grande Lisboa e o grande Porto, e também na região do

Algarve.

A análise dos trânsitos na RNT permitiu identificar a zona sul (Alentejo e Algarve) como a menos vantajosa

para a instalação de nova geração térmica PRO, em caso de coexistência simultânea em Sines da actual

central a carvão, de eventual nova central de ciclo combinado a gás natural e da produção correspondente

à reserva de 800 MW definida na legislação10 (total de aproximadamente 3 000 MW). No entanto, caso a

instalação das novas centrais térmicas previstas não se concretize até à desclassificação das existentes

(tal como assumido na trajectória “Base”), a região a sul do Tejo, nomeadamente na faixa litoral revelar-

se-á favorável para a instalação de nova geração.

Em eventuais casos de elevadas concentrações de potência nos mesmos nós de rede, ou em nós

directamente conexos com insuficientes ligações para o estabelecimento de alternativas de escoamento,

importa prevenir, nomeadamente através de estudos adicionais, potenciais situações mais gravosas que

possam ocorrer na sequência de defeitos na RNT, as quais podendo conduzir a disparos de geração

superiores a 2 000 MW, coloquem em risco a segurança e a estabilidade geral do sistema11.

Em relação ao interior norte, o factor que contribui decisivamente para tornar desvantajosa a ligação

adicional de produtores PRO térmicos nesta zona reside no elevado potencial renovável existente e que

ainda pode ser aproveitado, com benefícios ambientais e económicos para o SEN e pelo facto de se tratar,

presentemente, de uma região onde a geração excede em larga escala o consumo.

Por outro lado, as regiões mais favoráveis para a ligação de nova produção de base adicional são as áreas

na faixa litoral a sul do grande Porto até à zona de Setúbal, uma vez que são as localizações que permitem

reduzir a volatilidade dos trânsitos na RNT, maximizando a estabilidade do sistema, e que, ao mesmo

tempo, contribuem para a minimização de perdas no transporte de electricidade, isto no pressuposto de

que se encontra disponível produção de base térmica a sul de Setúbal. Caso a instalação das novas

centrais térmicas previstas para Sines não se concretize até à desclassificação das existentes, então

também a zona de Sines pode revelar-se favorável para a instalação de nova produção térmica de base.

3.3.4 CAPACIDADE COMERCIAL DE INTERLIGAÇÃO COM ESPANHA

A capacidade comercial de interligação com Espanha (NTC) define-se como a capacidade livre para

transacções comerciais de energia eléctrica entre Portugal e Espanha. De acordo com o estipulado pela

10 N.º 2-c) do Art.º 6.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de Agosto, na sua actual redacção, e Portaria n.º 1074/06,

de 3 de Outubro.

11 N.º 9.3.3.1 do Cap.9, Padrões de segurança para planeamento da RNT, do Regulamento da Rede de Transporte

(Portaria n.º 596/2010, de 30 de Julho).


ENTSO-E, a NTC representa o valor mínimo mais provável de capacidade livre garantido para trocas

comerciais, imposto por restrições das redes de transporte.

A determinação da NTC é efectuada de acordo com pressupostos de cenarização do funcionamento da

rede em ambiente de mercado, tendo presente as condições de aceitabilidade e segurança de operação do

sistema ibérico interligado em situações de contingência conforme os critérios previamente estabelecidos.

Evolução verificada nos últimos anos

O livre funcionamento do MIBEL pressupõe a existência de capacidade de rede que permita trocas de

energia eléctrica, quer no sentido Portugal → Espanha quer no sentido Espanha → Portugal, com um

número reduzido de situações de congestionamentos de rede. Nesse sentido, a REN, em conjunto com a

REE, tem vindo a desenvolver um conjunto de acções de planeamento e reforço de rede, com o objectivo

de incrementar os valores da capacidade técnica de interligação disponível para o mercado.

Os diversos reforços implementados têm permitido o incremento progressivo da capacidade de

interligação disponibilizada para o mercado diário verificado desde o ano de 2004, como se ilustra na

Figura 6.

FIGURA 6 - CAPACIDADE COMERCIAL DE INTERLIGAÇÃO PORTUGAL – ESPANHA VERIFICADA NOS ANOS DE 2004, 2008, 2011 E 2013

CAPACIDADE COMERCIAL DE EXPORTAÇÃO [MW] (SENTIDO PORT->ESP)

CAPACIDADE COMERCIAL DE IMPORTAÇÃO [MW] (SENTIDO ESP->PORT)

No entanto, saliente-se que o valor de NTC nem sempre resulta de restrições de rede, mas também de

outras condições, quer de limitações dos parques electroprodutores português e/ou espanhol, quer do

valor de consumo disponível para ser abastecido em mercado12.

Constata-se que em 2013 os valores registados de NTC se encontram, em cerca de 80% do tempo, acima

dos 1 500 MW, o que representa um aumento significativo relativamente ao verificado, quer em 2004,

quer em 2008. Actualmente, valores de NTC inferiores a 1 000 MW ficam a dever-se, na quase totalidade

das situações, a condições de mercado e/ou produção, em particular devido à necessidade de manter

alguns grupos síncronos no mínimo técnico para garantir a reserva do sistema, nomeadamente nos

períodos de carga reduzida e elevada produção PRE.

12 Entende-se por valor de consumo para abastecimento em mercado, o montante de carga que pode ser abastecido

em mercado após a colocação da produção dos centros electroprodutores que, de acordo com a legislação em vigor,

têm prioridade.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

< 1000 [1000-1500[ [1500-2000[ >=2000

2004 2008

2011 2013

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

< 1000 [1000-1500[ [1500-2000[ >=2000

2004 2008

2011 2013


Perspectivas de evolução a médio e longo prazo

A REN e a REE têm em desenvolvimento um conjunto de projectos de investimento que possibilitarão

ultrapassar as restrições de rede ainda existentes e alcançar, a partir de 2016, valores de capacidade de

interligação na ordem dos 3 000 MW. Na Tabela 1 apresenta-se a evolução esperada dos valores de NTC

para os horizontes em análise neste relatório.

TABELA 1 – PREVISÃO DOS VALORES MÍNIMOS(a)

INDICATIVOS DA CAPACIDADE COMERCIAL DE INTERLIGAÇÃO

(LIMITAÇÕES PREVISIONAIS SÓ DE REDE)

Ano n

Portugal → Espanha [MW]

Espanha → Portugal [MW]

Verão Inverno Verão Inverno

Ano n Final ano n /

Início Ano n+1 Ano n

Final ano n / Início Ano n+1

2014 2800(b) 2800(b) 2200(b) 2200(b)

2016 3000(c) 3000(c) 3000(c) 3000(c)

2018 3000 3000 3000 3000

2020 3200 3200 3200 3200

2025 3200 3200 3200 3200

Notas: (a) Valores mínimos mais prováveis estimados através de simulação de cenários

representativos da rede. Na prática, em situações de défice de geração para abastecimento do consumo interno de cada sistema, ou de indisponibilidades relevantes de elementos de rede, estes valores podem vir a ser inferiores.

(b) Com a concretização da futura linha de interligação Algarve – Andaluzia. (c) Após a concretização da futura linha de interligação Minho - Galiza.

A entrada em serviço da nova linha de interligação a 400 kV Algarve (Tavira) – Andaluzia (P. Guzman)

promoveu um novo acréscimo na capacidade de interligação, nomeadamente no sentido

Portugal → Espanha.

No médio prazo, 2016, estima-se um aumento significativo na capacidade de interligação, em particular

no sentido Espanha → Portugal, com a colocação em serviço da nova linha de interligação a 400 kV a

norte, entre as regiões do Minho (V. Castelo) e da Galiza (Fontefria).

A concretização da referida linha de interligação a 400 kV, bem como de alguns reforços previstos internos

das redes, permitirão atingir-se o objectivo a que as Administrações Portuguesa e Espanhola se

propuseram, em Cimeira Ibérica, no âmbito da criação do MIBEL, de 3 000 MW de capacidade de comercial

de interligação em ambos os sentidos.

De referir contudo que, na operação diária da RNT, poderão vir a ocorrer reduções em relação aos valores

apresentados, em períodos limitados no tempo, devido a indisponibilidades de elementos de rede, assim

como de limitações associadas a condições de menor disponibilidade do parque electroprodutor português

e/ou espanhol, ou ainda de elevada produção renovável em períodos de menor consumo.

3.3.5 PRINCIPAIS ALTERAÇÕES AO DESENVOLVIMENTO DA REDE ANTERIORMENTE PREVISTO

No que ao impacto sobre o desenvolvimento da rede diz respeito, as alterações mais significativas

registadas no presente documento, face ao anterior, situam-se ao nível da oferta, assumindo particular


relevância o facto de as novas centrais de ciclo combinado a gás natural anteriormente previstas para

2017, ano considerado para efeitos de simulação para a desclassificação da actual central de Sines a

carvão, não se antevêem agora até 2030.

A desclassificação da actual central de Sines a carvão concomitantemente com a não realização, até 2017,

da nova central de ciclo combinado a gás natural, anteriormente prevista para a zona de Sines, conduz a

que a zona sul da rede fique, a partir desse ano, sem qualquer central térmica de base, o que em

determinadas situações de operação da RNT pode conduzir a fragilidades ou mesmo situações em que se

torne impossível assegurar a segurança do seu funcionamento dentro dos padrões de segurança

estabelecidos regulamentarmente.

Para ultrapassar estas restrições, será necessário, até este horizonte temporal, implementar na RNT um

conjunto de reforços, já identificados, a maior parte dos quais já se encontrava previsto em PDIRT embora

para horizontes posteriores. Deste conjunto, destacam-se, pela sua relevância, o fecho do eixo a 400 kV

Falagueira – Estremoz – Divor – Pegões (eixo fundamental de desenvolvimento estratégico da RNT com

vista à sua segurança interna, em particular em cenários de menor produção a Sul) e o estabelecimento da

ligação, também a 400 kV, Rio Maior - ‘zona de Almargem do Bispo’ - Fanhões.

Por outro lado, ainda relativamente à oferta, verifica-se um adiamento nas datas de entrada em serviço

de vários aproveitamentos hidroeléctricos, nomeadamente Girabolhos/Bogeira e os da cascata do Tâmega.

Estes adiamentos irão traduzir-se na recalendarização, face às datas consideradas na proposta de PDIRT

2014-2023, de diversos reforços da RNT necessários à integração deste conjunto de aproveitamentos, de

que se destaca a ligação Penela-Seia e o eixo Vieira do Minho – Ribeira de Pena – Fridão – Feira, ambos a

400 kV.

Não obstante, salienta-se que no conjunto da informação trocada com os promotores, são acordados os

prazos a ter em conta para a finalização da construção dos elementos de ligação, para que haja condições

para a disponibilização atempada de tensão para testes e ensaios dos equipamentos dos centros

electroprodutores, os quais antecedem a entrada em serviço propriamente dita das instalações de

produção. Normalmente, a necessidade de tensão para ensaios antecede um intervalo de tempo que se

situa entre 6 meses a 1 ano antes da entrada em serviço industrial das instalações de produção, período

este que deve ser tido em consideração nas datas-objectivo de finalização de projectos da RNT para

ligação de novos centros electroprodutores.

No que diz respeito à procura, a sua variação, tanto no sentido do aumento como da redução das suas

taxas de crescimento, traduz-se, fundamentalmente, em alterações às datas de entrada em serviço de

novos transformadores MAT/AT ou painéis em AT para reforço da capacidade de entrega à Rede Nacional

de Distribuição (RND), reforço este ajustado em articulação permanente com o operador da RND.

De salientar neste particular que, para efeitos da previsão de evolução dos consumos na RNT, para além

da previsão global a nível nacional, é também tida em consideração informação disponibilizada pelo

operador da Rede de Distribuição (ORD), contendo o detalhe dos valores de cargas das suas subestações de

distribuição servidas por cada ponto de entrega da RNT e a sua evolução, para além dos desenvolvimentos

previstos da RND. Da conjugação desta informação resulta que, embora globalmente a um nível nacional

se possa observar uma tendência de evolução dos consumos num determinado sentido, seja de


crescimento seja de decrescimento, a nível local essa evolução tem um carácter heterogéneo fruto das

dinâmicas locais próprias.

De referir ainda que, subsistindo ainda na fronteira RND-RNT pontos de entrega cuja singular falha pode

conduzir a interrupções prolongadas de consumos, dada a insuficiente capacidade de recurso através das

redes da RND para suprir essa falha, ambos os operadores, da RNT e da RND, dentro das suas

competências e responsabilidades, encontram-se a desenvolver estudos selectivos de forma conjunta e no

exercício de planeamento das redes, para encontrar as melhores soluções que obviem e ultrapassem essas

limitações.

Cumulativamente, ainda a uma escala local, por ponto de entrega e para efeitos de verificação da

adequação da potência de transformação instalada em cada subestação para satisfação dos respectivos

consumos, deve-se assegurar que a RNT não impõe restrições à resposta ao seu abastecimento, em

conformidade com os padrões de segurança estabelecidos nos regulamentos, mesmo nos casos em que a

produção embebida ligada em AT ou nível de tensão inferior se encontra indisponível, o que ocorre com

grande frequência e em períodos longos durante o ano, dado o carácter intermitente das fontes de energia

a que recorrem estas centrais. A título de exemplo, ilustra-se na Figura 7 e na Figura 8 o ocorrido em 2013

nas subestações de Chafariz (com eólica e hídrica) e Portimão (basicamente apenas com eólica),

respectivamente. Acrescente-se ainda, que relativamente à eólica, em média, a nível local em 2013

ocorreram, valores de produção inferiores a 10% da potência instalada na zona de influência dos

respectivos pontos de entrega, durante cerca de 30% do tempo.

FIGURA 7 – SUBESTAÇÃO DE CHAFARIZ (60 KV): COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃO EMBEBIDA - 2013


FIGURA 8 – SUBESTAÇÃO DE PORTIMÃO (60 KV): COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃO EMBEBIDA - 2013

4. EXPLORAÇÃO DO SISTEMA

4.1 SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO

4.1.1 GARANTIA DE ABASTECIMENTO

A monitorização da segurança de abastecimento do SEN visa o acompanhamento da evolução do sistema

electroprodutor e a identificação de eventuais situações críticas em que não sejam respeitados os critérios

mínimos estabelecidos pela DGEG.

Na ocorrência de eventuais situações de incumprimento, isto é, em que os indicadores probabilísticos

observados não satisfazem os mínimos estabelecidos, procede-se à quantificação da capacidade de

produção necessária para fazer face a essas falhas.

BALANÇO DE CAPACIDADE

Na Figura 9 são apresentados os balanços de capacidade com NTC13 para a ponta anual14 (Janeiro) e para a

ponta de Verão14 (Julho), que correspondem aos períodos mais exigentes, quer no que respeita à procura a

13 Para efeitos das simulações em ambiente MIBEL realizadas com o modelo VALORAGUA é considerada uma redução de 20% dos

valores da NTC.

14 Pontas de consumos para condições standard de temperatura (ver Anexo III).


abastecer, quer no que respeita à necessidade de reserva de capacidade para fazer face à

indisponibilidade de recursos do lado da oferta.

Ao longo do período estudado, os balanços de capacidade apontam para uma capacidade de oferta

(potência instalada + NTC) sempre superior a 236% da ponta de consumos em condições normais.

Considerando apenas a capacidade instalada líquida de produção, este rácio apresenta um valor mínimo

de 210% (em Janeiro de 2015).

No período de ponta de Verão, os níveis de capacidade remanescente são superiores aos da ponta anual

sobretudo devido ao menor valor absoluto da ponta de consumos a abastecer (cerca de 82% da ponta de

Inverno).

FIGURA 9 – BALANÇOS DE CAPACIDADE: TRAJECTÓRIA “BASE”

Ponta Anual dos consumos (Janeiro)

Ponta dos consumos de Verão (Julho)

Ao longo do período 2015-2030, a estrutura da capacidade de oferta apresenta uma alteração significativa,

como se pode constatar na Figura 10.

• O incremento da contribuição da componente PRE em cerca de 12% (aumento da quota de

41% para 46%) o que denota um decréscimo equivalente da componente PRO;

• O aumento da contribuição da componente hidroeléctrica da PRO em cerca de 40% (quota

aumenta de 29% para 41%); e

• A redução significativa da contribuição da capacidade térmica de base (térmica PRO) que, a

partir de 2025, decresce para valores inferiores a 15% (em 2015 representa cerca de 1/3 da

capacidade).

20.5 21.222.3

21.3 21.522.6 22.9 23.7 23.9 24.0 23.2

24.6

18.319.4 19.9

18.9 19.120.2 20.3 21.1 21.3 21.5 20.6

22.1

8.7 8.7 8.7 8.8 8.9 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 10.1

0

4

8

12

16

20

24

28

32

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

GW

Potência Instalada Líquida + NTC

Potência Instalada Líquida

Ponta

21.022.0 22.5

21.5 21.722.9 23.1 23.9 24.0 24.2 23.4

24.8

19.2 19.6 20.119.1 19.3

20.3 20.5 21.3 21.5 21.6 20.822.3

7.2 7.1 7.2 7.2 7.3 7.3 7.4 7.5 7.5 7.6 7.7 8.3

0

4

8

12

16

20

24

28

32

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

GW

Potência Instalada Líquida + NTC


Ponta


FIGURA 10 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DA OFERTA: TRAJECTÓRIA “BASE”

ÍNDICE DE COBERTURA

Na Figura 11 é apresentada a evolução do ICP (Índice de Cobertura probabilístico da Ponta) nos períodos

de ponta anual até 2024. O valor mais elevado do ICP (1,23) ocorre em 2017, para uma probabilidade de

excedência de 99%, evolui para um mínimo de 1,10 em 2018, consequência da desclassificação da central

de Sines.

FIGURA 11 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO NA PONTA ANUAL (JANEIRO): TRAJECTÓRIA “BASE”

A partir de 2025, em consequência da desclassificação da central a ciclo combinado da Tapada do Outeiro

(Turbogás), o ICP nos períodos de ponta anual para uma probabilidade de excedência de 99% é inferior a

1,0, conduzindo à necessidade de incorporação no sistema de nova capacidade térmica de base.

Não obstante a elevada proporção de capacidade instalada líquida face à ponta de consumos identificada

através dos balanços de capacidade, a componente térmica prevista a partir de 2025 mostra-se

insuficiente para superar a eventual escassez de energia primária hidroeléctrica associada à ocorrência de

regimes secos e à variabilidade da componente eólica e solar. Nestas condições, para garantir o

cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento na vertente Adequacy, em 2025, será

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

PRO - Térmica

PRO - Hídrica

Outra PRE

PRE - Solar

PRE - Eólica

1,19

1,27

1,31

1,16 1,17

1,261,24

1,191,18

1,16

1,12

1,20

1,23

1,10 1,10

1,171,16

1,141,13

1,10

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

1,40

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

IC 95% IC 99%

Necessidade de incorporação de nova capacidade

para cumprimentodos critérios de



necessário instalar 1 novo grupo da gama dos 450 MW, de ciclo combinado a gás natural ou de carvão

pulverizado15. Face ao aumento dos consumos previsto para o quinquénio seguinte, identificou-se a

necessidade de 1 grupo adicional (a gás ou carvão) até 2030.

NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL

A penetração das componentes intermitentes da produção associada à evolução da PRE nesta trajectória

determina um progressivo aumento das necessidades de reserva operacional (apresentadas na Figura 12).

FIGURA 12 - NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL VS RESERVA SECUNDÁRIA E RESERVA TERCIÁRIA INSTALADA: TRAJECTÓRIA “BASE”

A partir de 2020, os excedentes de reserva secundária e de reserva terciária rapidamente mobilizável

(resultantes da nova capacidade hídrica instalada em grandes albufeiras assumida nesta trajectória) face

às necessidades de reserva operacional traduzem-se em valores de LOLE por insuficiência de reserva

operacional praticamente nulos que permanecem até 2024.

A partir de 2025, apesar das necessidades de reforço de capacidade térmica de base identificadas através

do ICP (com impactes ao nível da perda de carga associada à componente Adequacy), perspectiva-se que a

perda de carga por insuficiência de reserva operacional se mantenha em níveis muito baixos, próximos de

zero.

INDICADORES SOBRE FALHA DE ABASTECIMENTO

Na Figura 13 é apresentada a evolução do indicador LOLE, em base mensal e anual, e quantificada a EENS

(Expected Energy Not Supplied) anual. Entre 2015 e 2024, o LOLE decresce de 0,5 h/ano para 0 h/ano.

Mesmo na situação menos favorável (estádio 2015), a EENS não excede 0,0002% da procura anual.

15 Em 2025, assume-se que não estão ainda disponível comercialmente sistemas de captura de CO2 e das respectivas infra-

estruturas de transporte e armazenamento, o que se prevê para 2030, permitindo que os grupos de carvão pulverizado instalados

em 2025, da gama dos 600 MW possam ser convertidos para “carvão limpo”. Esta conversão acarreta uma redução da potência

líquida unitária de 600 MW para 450 MW.

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

0

1

2

3

4

5

6

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

MWLOLE (h/ano)

Reserva Secundária (MW) Reserva Terciária Instalada* (MW)

LOLE Operational Necessidades de Res.Oper (Valor Máximo) (MW)

* Albufeiras e 10% da capacidade de interligação

Necessidade de incorporação de nova capacidade




FIGURA 13 – EVOLUÇÃO DO LOLE E EENS: TRAJECTÓRIA “BASE”

Com uma configuração do sistema electroprodutor que incorpore, a partir de 2025, os reforços de

capacidade térmica, a gás ou carvão, identificados para além da evolução expectável do sistema

electroprodutor, perspectiva-se que as condições de segurança de abastecimento sejam mantidas em

níveis correspondentes a valores de LOLE que respeitam os critérios definidos (≤ 5 h/ano).

4.1.2 ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS E DA PRODUÇÃO

A estrutura do abastecimento dos consumos nacionais na média dos regimes hidrológicos está representada

na Figura 14. A partir de 2025, são consideradas duas hipóteses de evolução do sistema electroprodutor,

decorrentes da entrada em serviço de novos grupos a gás ou a carvão, tal como identificados na secção

4.1.1.

Entre 2015 e 2017, a componente termoeléctrica convencional (carvão e gás natural) apresenta uma

contribuição média de aproximadamente 33,5%, que decresce progressivamente até um valor

compreendido entre 21% e 23%, dependendo do combustível que servir de base ao reforço em novas

centrais térmicas.

Com a desclassificação das centrais a carvão de Sines (no final de 2017) e do Pego (no final de 2021), na

hipótese dos eventuais reforços de capacidade terem por base grupos de ciclo combinado, o sistema

electroprodutor português ficará totalmente dependente de uma única fonte de energia fóssil – o gás

natural.

O peso da componente renovável cresce de 54% para 57%, no período 2015 a 2030, para o que as

componentes da eólica e da grande hídrica contribuem em mais de 80%.

O saldo importador evolui de cerca de 1% dos consumos em 2015 para um valor compreendido entre 8,5% e

11% em 2030 (com reforço de capacidade a carvão ou gás, respectivamente).

LOLE (h/ano) 0,52 0,09 0,08 0,14 0,16 0,02 0,03 0,00 0,00 0,00

EENS (MWh/ano) 74 12 11 20 23 3 4 0 0 0

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

LOLE (h)

LOLE (h/mês)

LOLE (h/ano)Necessidade de incorporação de nova capacidade




FIGURA 14 – ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS NA MÉDIA DOS REGIMES: TRAJECTÓRIA “BASE”

A produção hidroeléctrica em regime seco e em regime húmido corresponde a cerca de 45% e 175% da

produção na média dos regimes, respectivamente. A variabilidade da produção hídrica é geralmente

compensada com produção em centrais de ciclo combinado a gás natural e importação (Figura 15).

Carvão8,7%

Gás Natural18,7%

Hídrica25,6%

Eólica21,7%

Outra Renovável10,1%

Outra não Renovável11,1%

Importação4,1%

2020

Carvão24,8%

Gás Natural8,0%

Hídrica25,0%

Eólica21,6%


Outra não Renovável11,3% Importação

0,7%

2017

Carvão25,3%

Gás Natural9,0%

Hídrica24,4%

Eólica21,3%



0,9%

2015

Gás Natural24,2%

Hídrica25,5%

Eólica21,4%



Importação7,0%

2025

Gás Natural20,7%

Hídrica24,1%

Eólica21,9%



Importação11,1%

2030

Carvão10,8%

Gás Natural12,5%

Hídrica24,2%Eólica

21,9%



Importação8,4%

2030

Carvão8,4%

Gás Natural17,6%

Hídrica25,5%

Eólica21,4%



Importação5,2%

2025

Nova térmica de base

a Gás


a Carvão


FIGURA 15 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: TRAJECTÓRIA “BASE”

4.1.3 LOCALIZAÇÃO DE NOVA PRODUÇÃO NA RNT

Conforme relatado em 3.3.5, de acordo com a trajectória “Base”, a partir de 2017, após a desclassificação

da actual central a carvão de Sines, deixará de existir no sistema qualquer central térmica de base na

zona sul, o que colocará dificuldades e restrições acentuadas à operação da rede que, dependendo dos

regimes de funcionamento, poderão colocar em causa a própria garantia de continuidade de serviço.

Também como referido, a antecipação de alguns dos projectos de reforço da RNT permitirá dar resposta

adequada a estas condições. Não obstante, nesse cenário, do ponto de vista da estrutura e segurança da

RNT, na perspectiva da adequação da distribuição do parque electroprodutor, a zona de Sines, ou da

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

700002015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

GWhMédia dos Regimes

Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável

Carvão Gás Natural Importação Procura

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030


0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

GWhRegime Seco de Referência



0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030




0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

GWhRegime Húmido de Referência



0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030


a Gás a Carvão



península de Setúbal, afiguram-se como das mais favoráveis para a eventual construção de uma nova

central de base, tendo como pressuposto, como referido, a desclassificação da actual central a carvão de

Sines.

4.2 PROTECÇÃO DO AMBIENTE

4.2.1 QUOTA DAS RENOVÁVEIS

Na trajectória BASE, a evolução prevista da PRE e da PRO hídrica conduz até 2020 a uma quota crescente

de produção renovável no consumo bruto de electricidade que atinge 57,6%. Este valor está compreendido

entre 56,5% e 59,2%, dependendo da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica mais

adversa (correspondente à envolvente mínima das médias móveis de 15 anos) ou de uma condição

hidrológica mais favorável (definida pela envolvente máxima das médias móveis de 15 anos). No horizonte

2030, apesar de um ligeiro decréscimo, a quota esperada é superior a 55,5% (compreendida entre 53,7% e

58,1%).

FIGURA 16 – CONTRIBUIÇÃO DA PRODUÇÃO RENOVÁVEL PARA O ABASTECIMENTO DO CONSUMO BRUTO DE ELECTRICIDADE:

TRAJECTÓRIA “BASE”

A contabilização da contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto de

electricidade16 foi desenvolvida de acordo com o Decreto-Lei n.º 141/2010 revisto e republicado pelo

Decreto-Lei n.º 39/2013, que transpôs parcialmente a Directiva 2009/28/CE relativa à promoção da

utilização de energia proveniente de fontes renováveis.

Na contabilização da electricidade gerada a partir da energia hídrica considerou-se um factor de utilização

médio da potência instalada calculado com base num período de 15 anos, composto pelo ano de

referência (ex: 2020) e pelos 14 anos anteriores (ex: 2006-2019). Este cálculo excluiu a produção de

electricidade resultante da água armazenada por recurso a bombagem.

16 Consumo bruto de electricidade: definido como a produção total doméstica de electricidade, mais importações menos exportações

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2015 2020 2025 2030

%TWh

Banda de variação dependente da hidrologia Produção Renovável (TWh)

Consumo Bruto (TWh) Quota de produção renovável - ano médio


Da mesma forma, também no caso da energia eólica conforme previsto no Decreto-Lei 141/2010,

procedeu-se à normalização da electricidade gerada a partir desta fonte renovável. Nessa contabilização,

consideraram-se os 4 anos que antecedem o ano de referência.

Nesta trajectória, os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos consumos de

electricidade enquadram-se dentro das estimativas publicadas no PNAER 202017 (49,6% no cenário de

referência e 59,6% no cenário de eficiência energética adicional).

4.2.2 RISCO DE PERDA DE PRODUÇÃO RENOVÁVEL

Uma correcta gestão de um sistema eléctrico implica o constante equilíbrio entre a oferta e a procura.

Quando há excesso de produção face à procura, o Gestor de Sistema dispõe de um mecanismo de ajuste

(mercado de serviços de sistema) em que os produtores podem ser mobilizados para descer carga nos grupos

ou proceder à bombagem nas centrais hidroeléctricas reversíveis, reduzindo assim a oferta de energia e

conduzindo ao restabelecimento do equilíbrio. Em casos extremos, depois de mobilizada toda a reserva para

descer disponível poderá mesmo ser necessário recorrer à suspensão das entregas por parte de algumas

centrais que utilizam fontes de energia renováveis não controláveis, induzindo, portanto, o seu

desaproveitamento.

Na Tabela 2 são indicados os resultados da análise efectuada ao excesso de produção renovável em períodos

de vazio para a série de 40 condições hidrológicas e para os estádios 2015, 2020, 2025 e 2030 com e sem a

capacidade em bombagem hidroeléctrica prevista.

TABELA 2 – EXCESSO DE PRODUÇÃO EM PERÍODOS DE VAZIO: TRAJECTÓRIA “BASE”

Nos estádios analisados, o acréscimo progressivo da capacidade instalada em aproveitamentos

hidroeléctricos reversíveis permite reduzir as perdas de produção para valores mínimos (inferiores a 75 GWh)

e com uma probabilidade de ocorrência inferior a 2,5% dos períodos de vazio (em 2015).

Em 2020 (Figura 17), a probabilidade de ocorrerem situações de excesso de produção nos períodos de vazio

sem a contribuição dos aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis é de cerca de 12%, atingindo-se uma

potência máxima em excesso de cerca de 8 250 MW e um valor esperado para a energia desaproveitada de

490 GWh. Considerando a totalidade da potência instalada em aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis

expectável para esse estádio (3 292 MW), a probabilidade de ocorrerem situações de desaproveitamento de

fontes de energia renováveis poderá ser reduzida até 1,5%.

17 Resolução do Conselho de Ministros n.º 20/2013, de 10 de Abril – Anexo I – Parte II, “Estratégias para as Energias Renováveis –

PNAER 2020”

Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb.

Bombagem (MW) 1465 - 3292 - 4172 - 4727 -

ESTÁDIO

Potência máxima em excesso de Produção 5522,7 6987,2 4955,0 8247,0 5440,7 9612,7 5171,7 9898,7

Energia desaproveitada (GWh) 71,1 343,0 33,6 491,3 29,3 532,9 16,5 525,7

Prob. de ocorrência de excesso de Produção 2,5% 10,0% 1,5% 12,0% 1,0% 12,5% 1,0% 12,0%

2015 2020 2025 2030


FIGURA 17 – EXCESSO DE PRODUÇÃO NOS PERÍODOS DE VAZIO DE 2020 – PROBABILIDADE DE SER SUPERADO: TRAJECTÓRIA “BASE”

4.2.3 EMISSÕES DE CO2

Entre 2015 e 2017, as emissões totais anuais de CO2 ascendem a cerca de 13 Mt na média dos regimes

hidrológicos. Com a desclassificação da central de Sines a carvão (no final de 2017) prevê-se um

decréscimo desse valor em 5,5 Mt e, posteriormente, em 2,5 Mt,com a desclassificação da central do Pego

a carvão (no final de 2021).

A partir de 2025, dependendo da tecnologia que vier a ser adoptada para reforço da capacidade de base

do sistema electroprodutor, as emissões totais anuais das centrais termoeléctricas poderão diminuir até

4,1 Mt, na hipótese de reforço com grupos de ciclo combinado a gás natural, ou até 3 Mt, case se opte

pelo carvão, em que se assume grupos equipados com CCS em 2030. Na segunda hipótese, nova

capacidade a carvão, é expectável que as emissões aumentem temporariamente até um valor total de

6,2 Mt (entre 2025 e 2029), enquanto não for possível o retrofitting dos grupos a carvão com CCS e os

investimentos em outras infra-estruturas subjacentes.

FIGURA 18 – EMISSÕES DE CO2 DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS: TRAJECTÓRIA “BASE”

-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

MW

Ano - Base (4º+5ºPH) - EOLICA 2003 2004 2005

Prob. perda energia renovável Potência disponível em bombagem

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

Mt Média dos Regimes

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

Mt Emissões de CO2 (Mt) a Gás a Carvão


-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

MW

Ano - Base (4º+5ºPH) - EOLICA 2003 2004 2005

Prob. perda energia renovável Potência disponível em bombagem

10% 20%


FIGURA 19 – FACTOR DE EMISSÃO MÉDIO DE CO2 DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR: TRAJECTÓRIA “BASE”

No período em análise, a diminuição das emissões totais de CO2 traduz-se numa significativa redução do

factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor que, na média dos regimes hidrológicos,

deverá evoluir de 265 g/kWhe, em 2015, para um valor compreendido entre 60-80 g/kWhe, em 2030.

4.3 COMPETITIVIDADE

4.3.1 CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS

Carvão

Até 2030, a capacidade portuária de descarga de carvão do terminal de Sines (situada actualmente em

cerca de 5,5 Mt anuais) é suficiente para garantir o abastecimento das centrais existentes.

A desclassificação da central de Sines (1180 MW no final de 2017) conduzirá a uma redução substancial do

consumo total de carvão para cerca de 1,8 Mt. Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a

carvão a partir de 2025, o consumo de carvão não excede 2,6 Mt (em regime seco).

Gás Natural

No horizonte 2030, os consumos anuais de gás natural das centrais de ciclo combinado não ultrapassam

2 300 Mm3N, na média dos regimes, e 3 300 Mm3N, em regime seco, mesmo perante o eventual reforço de

capacidade do SEN com novos grupos a partir de 2025. Relativamente aos consumos de gás natural pelas

centrais de cogeração, estima-se um aumento de cerca de 1 700 Mm3N para 2 050 Mm3N, entre 2015 e

203018.

18 Considerando a conversão progressiva das actuais centrais de cogeração a fuelóleo por gás natural.

0,00

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

1990

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

IPHkg/kWhe

Factor de emissão médio de CO2 IPH

0,00

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,601990

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

IPHkg/kWhe

Factor de emissão médio de CO2 IPH

a Gás a Carvão



FIGURA 20 – CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS DA PRODUÇÃO TERMOELÉCTRICA: TRAJECTÓRIA “BASE”

4.3.2 UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS

Até ao final de 2017, antes da desclassificação da central de Sines, a utilização das centrais a carvão na

média dos regimes é de aproximadamente 93%, podendo oscilar de 73% a 100%, em função do regime

hidrológico. Entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego em serviço), estes valores aumentam

ligeiramente para 96% na média dos regimes, dentro de uma banda de 81%-100%.

Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a carvão, em 2025, sem dispor ainda de equipamentos

CCS, a utilização destes grupos aproxima-se da perspectivada para o período 2018-2021 (para a central do

Pego). Já em 2030, a perda de competitividade induzida pelo CCS conduz à redução da utilização na

média dos regimes (87,5%) e em regime húmido (68,2%).

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

ktCarvão

Média dos regimes Regime seco de referência

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

ktCarvão

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

Mm3N Gás Natural

Média dos regimes Regime seco de referência Cogeração

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2030

Mm3N Gás Natural

Média dos regimes Regime seco de referência Cogeração

a Gás a Carvão




fortemente condicionadas pelas centrais a carvão (sempre mais competitivas), verifica-se a ocorrência de

3 fases distintas até 2024:

entre 2015 e 2017 (antes da desclassificação de Sines), em que a utilização média é de cerca de

13,5%, podendo oscilar entre 4,5%-28%;



entre 2022 a 2024 (sem centrais a carvão no sistema), quando são obtidos valores da ordem dos

45% (numa banda de 26%-66%).

O eventual reforço de capacidade do sistema baseado em CCGT após 2025 aponta para utilizações destas

centrais superiores a 40%. Pelo contrário, caso sejam integrados novos grupos a carvão, a utilização média

das centais existentes (no Pego, em Lares e no Ribatejo) decresce progressivamente para valores médios

de cerca de 30% em 2030.

FIGURA 21 – UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL: TRAJECTÓRIA “BASE”

4.3.3 UTILIZAÇÃO DA NTC

Entre 2014 e 2020, prevê-se que, dependendo do período do ano, a capacidade disponível para trocas

comerciais (NTC) evolua de um mínimo 2200 MW para 3200 MW.

A Figura 22 apresenta uma previsão estatística dos níveis de utilização da NTC entre Portugal e Espanha,

em períodos de ponta e de vazio para 2015 e 2020. Nestes estádios, a maior probabilidade de a NTC

disponível ser utilizada na totalidade nos períodos de ponta e de vazio ocorre no Inverno, não excedendo

10%.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

% Carvão

Média dos Regimes

Bandas de variação entre o Regime Seco e o Regime Húmido

Gás Natural

2024 2025 2030

a Gás a Carvão



FIGURA 22 – UTILIZAÇÃO DA NTC (PROBABILIDADE DE SER SUPERADA): TRAJECTÓRIA “BASE”

2015 2020

5. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA

A partir da trajectória “Base” foi efectuada uma análise de sensibilidade à evolução do sistema

electroprodutor nos estádios 2015, 2020, 2025 e 2030, na eventualidade de um crescimento da procura

mais elevado. Nesta sensibilidade, do lado da procura é assumida uma evolução dos consumos de

electricidade de acordo com o cenário Superior.

5.1 EVOLUÇÃO DO CONSUMO REFERIDO À PRODUÇÃO LÍQUIDA

Na Figura 23 é apresentado o cenário Superior de evolução do consumo de electricidade referido à

produção líquida que, à semelhança do cenário Central, também considera os efeitos das medidas de

eficiência energética e inclui o consumo dos veículos eléctricos.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Uti

lização d

a N

TC

Probabilidade de excedência

Períodos de Ponta

Verão Inverno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Uti

lização d

a N

TC


Períodos de Vazio

Verão Inverno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Uti

lização d

a N

TC


Períodos de Ponta

Verão Inverno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Uti

lização d

a N

TC


Períodos de Vazio

Verão Inverno


FIGURA 23 – EVOLUÇÃO DA PROCURA DE ELECTRICIDADE ATÉ 2030: CENÁRIO SUPERIOR

O cenário Superior representa um acréscimo de consumo de 2,2% em 2020 (+1 100 GWh) e 5,4% em 2030

(+3 080 GWh) face ao cenário Central.



Ao longo do período estudado, perspectiva-se que a capacidade instalada líquida de produção seja sempre

superior a 208% da ponta de consumos em condições normais (situação menos favorável, em 2015), a que

corresponde um ligeiro decréscimo (-2 pp) face à trajectória “Base”, como pode ser observado na

Figura 24.

FIGURA 24 – PONTA AGRAVADA VS POTÊNCIA INSTALADA LÍQUIDA: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”



50595

49884

52198

50499

49060 4915349598 49750 49767

5028250793

5130151715

52404

53116

53856

54656

55497

56366

57314

58328

59371

60458

45000

47000

49000

51000

53000

55000

57000

59000

61000

63000

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

GWh

Cenário Central Cenário Superior

18.319.4 19.9

18.9 19.120.2 20.3

21.1 21.3 21.520.6

22.1

8.8 8.8 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.5 9.6 9.810.6

8.7 8.7 8.7 8.8 8.9 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.410.1

0

4

8

12

16

20

24

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

GW


Ponta - SENS Procura

Ponta - BASE

19.2 19.6 20.119.1 19.3

20.3 20.521.3 21.5 21.6

20.822.3

7.2 7.2 7.3 7.4 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8.08.7

7.2 7.1 7.2 7.2 7.3 7.3 7.4 7.5 7.5 7.6 7.7 8.3

0

4

8

12

16

20

24

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

GW


Ponta - SENS Procura

Ponta - BASE

TWh2030

60,5

tmca 2014-2030

1,25%



Nos estádios 2015, 2020 e 2024 (Figura 25), o ICP apresenta um valor mínimo de 1,07 (em 2024, para uma

probabilidade de excedência da 99%). Relativamente à trajectória “Base”, a diferença máxima do ICP é

igual a 0,03 em 2020 e em 2024.

Face à ocorrência do cenário superior de evolução dos consumos (com um acréscimo de cerca de 400 MW

na ponta anual de consumos), as necessidades de incorporação no sistema de nova capacidade de base

apontam para a entrada em serviço de 2 grupos térmicos da gama de 450 MW, em 2025, e 3 grupos, em

2030 (ou seja, 1 grupo térmico adicional face aos identificados na trajectória “Base”).

FIGURA 25 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”


Relativamente às necessidades de reserva operacional, em 2015, a análise de sensibilidade à procura

aponta para valores muito semelhantes aos da trajectória “Base”. Em 2020 e 2024, em ambas as situações

apresentadas, os excedentes de reserva secundária e de reserva terciária rapidamente mobilizável

(resultantes da capacidade hídrica instalada em grandes albufeiras assumida nesta trajectória) face às

necessidades de reserva operacional traduzem-se em valores de LOLE praticamente nulos.

FIGURA 26 - NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL VS RESERVA SECUNDÁRIA E RESERVA TERCIÁRIA INSTALADA:

ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

2015 2020 2024 2025 2030

BASE 1,19 1,26 1,16

SENS Procura 1,19 1,23 1,13

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

1,40

Prob. excedência 95%

Necessidade de incorporação de nova

capacidade para cumprimento dos

critérios de segurança de abastecimento

2015 2020 2024 2025 2030

BASE 1,12 1,17 1,10

SENS Procura 1,11 1,15 1,07

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

1,40

Prob. excedência 99%

Necessidade de incorporação de nova

capacidade para cumprimento dos

critérios de segurança de abastecimento

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

0

1

2

3

4

5

6

2015 2020 2024 2025 2030

MWLOLE (h/ano)

Reserva Secundária (MW) Reserva Terciária Instalada* (MW)

LOLE Operational LOLE Operational - BASE

Necessidades de Res.Oper (Valor Máximo) (MW) Necessidades de Res.Oper (Valor Máximo) - BASE (MW)

* Albufeiras e 10% da capacidade de interligação

Necessidade de incorporação de nova capacidade para

cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento


Tal como na trajectória “Base”, a partir de 2025, apesar das necessidades de reforço de capacidade

térmica de base identificada, perspectiva-se que a perda de carga por insuficiência de reserva operacional

se mantenha em níveis muito baixos, próximos de zero.


Nos estádios analisados, o LOLE decresce de 0,51 para 0,0 (h/ano) e na situação menos favorável (2015) a

EENS não excede 0,0002% da procura anual. Relativamente à trajectória “Base”, em 2015 e 2020 os

valores do LOLE são ligeiramente superiores. Em 2024, os valores do LOLE são nulos em ambos os casos.

FIGURA 27 – EVOLUÇÃO DO LOLE E EENS: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

Com o grupo térmico adicional (a gás ou a carvão) identificado face à trajectória “Base”, as condições de

segurança de abastecimento são mantidas em níveis correspondentes a valores de LOLE que respeitam os

critérios definidos (≤ 5 h/ano).

ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS E DA PRODUÇÃO

O incremento do consumo assumido na análise de sensibilidade à procura conduz ao aumento da

contribuição da componente térmica e da importação no mix de produção (Figura 28), face à trajectória

“Base”. Por sua vez, o peso da componente renovável é ligeiramente inferior ao anteriormente verificado

(-3 pp em 2030).

LOLE (h/ano) 0,51 0,03 0,00

EENS (MWh/ano) 71 4 0

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

2015 2020 2024 2025 2030

LOLE (h)LOLE (h/mês) - SENS Procura

LOLE (h/ano) - SENS Procura

LOLE (h/ano) - BASE Necessidade de incorporação de nova capacidade




FIGURA 28 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

IMPACTES AO NÍVEL DO DESENVOLVIMENTO PREVISTO DA RNT

Do ponto de vista da RNT, o reflexo da consideração do cenário Superior de consumos far-se-á sentir,

acima de tudo, ao nível das datas das necessidades em reforços na transformação MAT/AT ou novos

painéis em AT para reforço da capacidade de entrega à RND. Todavia, deve salientar-se que, dada a

diferença pouco expressiva ao nível das taxas de crescimento que se verifica entre o cenário Superior e o

cenário Central, os impactos diferenciais daí decorrentes sobre o desenvolvimento previsto da RNT não

serão significativos.

Acresce ainda que, como referido em 3.3.5, numa análise por ponto de entrega a tendência de evolução

pode ser diferente da registada globalmente a nível nacional, traduzindo o carácter heterogéneo do

comportamento das cargas.


QUOTA DAS RENOVÁVEIS

Face ao aumento do consumo bruto de electricidade subjacente à análise de sensibilidade à procura, a

quota da produção renovável apresenta em 2020, na média dos regimes, um decréscimo de cerca de 1 pp

em relação à trajectória “Base” (cerca de 56,4% do consumo bruto de electricidade). Nesta análise de

sensibilidade, o valor da quota de produção renovável está compreendido entre 55,3% e 57,9%,

dependendo da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica mais adversa (correspondente à

envolvente mínima das médias móveis de 15 anos) ou de uma condição hidrológica mais favorável

(definida pela envolvente máxima das médias móveis de 15 anos).

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

BASE

SEN

S

BASE

SEN

S

BASE

SEN

S

BASE

SEN

S




2015 2020 2025 2030

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

BASE

SEN

S

BASE

SEN

S

BASE

SEN

S

BASE

SEN

S

GWh

2015 2020 2025 2030

a Gás a Carvão



FIGURA 29 – CONTRIBUIÇÃO DA PRODUÇÃO RENOVÁVEL PARA O ABASTECIMENTO DO CONSUMO BRUTO DE ELECTRICIDADE:


Tal como na trajectória “Base”, os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos

consumos de electricidade obtidos nesta análise de sensibilidade enquadram-se nas estimativas

apresentadas no PNAER 2020 (49,6% no cenário de referência e 59,6% no cenário de eficiência energética

adicional).

RISCO DE PERDA DE PRODUÇÃO RENOVÁVEL

O aumento de capacidade instalada em aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis permite reduzir as

perdas de produção (Tabela 3) para valores que na sensibilidade à procura são inferiores aos da trajectória

“Base” (menores que 65 GWh) e com uma probabilidade de ocorrência inferior a 2% (na situação menos

favorável em 2015).

TABELA 3 – EXCESSO DE PRODUÇÃO EM PERÍODOS DE VAZIO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA

EMISSÕES DE CO2




ascende a um máximo de 0,8 Mt (num total de 4,9 Mt em 2030) e, no caso de reforço em centrais a

carvão, atinge 2,5 Mt (num total de 8,7 Mt em 2025, altura que não se considera comercialmente

disponível o CCS).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

20

40

60

80

100

120

140

160

SENS BASE SENS BASE SENS BASE SENS BASE

%TWh

Banda de variação dependente da hidrologia Produção Renovável (TWh)

Consumo Bruto (TWh) Quota de produção renovável - ano médio

2015 2020 2025 2030

Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb.

Bombagem (MW) 1465 - 3292 - 4172 - 4727 -

ESTÁDIO

Potência máxima em excesso de Produção 5425,9 6890,4 4865,1 8157,1 5262,4 9434,4 4928,8 9655,8

Energia desaproveitada (GWh) 63,2 290,9 22,5 433,9 15,6 434,0 10,5 407,0

Prob. de ocorrência de excesso de Produção 2,0% 8,5% 1,0% 11,5% 1,0% 10,5% 1,0% 9,5%

2015 2020 2025 2030


FIGURA 30 – EMISSÕES DE CO2 DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

FIGURA 31 – FACTOR DE EMISSÃO MÉDIO DE CO2 DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR:


Relativamente ao factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor, na média dos regimes

hidrológicos os impactes do cenário superior da procura face à “Base” verificam-se sobretudo em 2025, na

hipótese de reforço do sistema com grupos a carvão. Neste caso, perspectiva-se a manutenção do nível de

emissões de 2020 (em aproximadamente 160 g/kWhe).

5.4 COMPETITIVIDADE

CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS

Carvão

Da análise de sensibilidade à procura realizada, na hipótese de reforço da capacidade do sistema com

novas CCGT, o acréscimo de consumos anuais de carvão é praticamente nulo durante o horizonte do

0

2

4

6

8

10

12

14

162015

2020

2025

2030

MtMédia dos Regimes

Acréscimo face à BASE

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2015

2020

2025

2030

Mt

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

2015

2020

2025

2030

kg/kWheMédia dos Regimes


0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

2015

2020

2025

2030

kg/kWhe

a Gás a Carvão


a Gás a Carvão



estudo. Caso se opte pela instalação de novas centrais a carvão, o consumo de carvão duplica em 2025 e

aumenta 50% em 2030, como consequência do aumento da capacidade instalada face à trajectória “Base”.

Gás Natural

Entre 2015 e 2020, os consumos anuais de gás natural das centrais de ciclo combinado são

progressivamente superiores na análise de sensibilidade. Esta tendência mantém-se até 2030 no caso de

instalação de novos grupos a gás, atingindo-se um diferença máxima relativamente à trajectória “Base”

compreendida entre 380 Mm3N e 480 Mm3N, na média dos regimes e regime seco, respectivamente. De

notar que, no caso de reforço com novos grupos a carvão, em 2025 e em 2030 não se verificam quaisquer

acréscimos dos consumos anuais de gás natural face à “Base” mas, pelo contrário, decréscimos que podem

ascender a 280 Mm3N em 2025.

FIGURA 32 – CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS DA PRODUÇÃO TERMOELÉCTRICA: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

ktCarvão

Média dos regimes Acréscimo face à BASE

Regime seco de referência Acréscimo face à BASE

2015 2020 2025 2030

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

kt

2015 2020 2025 2030

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Mm3N Gás Natural

Cogeração Média dos regimes Acréscimo face à BASE


2015 2020 2025 2030

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Mm3N

Decréscimo fase à BASE

Decréscimo face à BASE

2025 2030

a Gás a Carvão



UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS

Como se pode observar na Figura 33, ao longo do período analisado, a utilização das centrais a carvão na

análise de sensibilidade à procura é bastante idêntica à da trajectória “Base”.

No caso das centrais a gás natural, na hipótese de integração de novas CCGT, são verificados ligeiros

acréscimos (inferiores a 3 pp), sobretudo no longo prazo. No caso de coexistência de novas centrais a

carvão verifica-se a diminuição da utilização (num máximo de 6 pp em 2025).

FIGURA 33 – UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL:


6. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA

A partir da trajectória “Base” foi efectuada uma análise de sensibilidade à evolução do sistema

electroprodutor nos estádios 2020 e 2025, na eventualidade de as actuais centrais termoeléctricas a

carvão de Sines e Pego não serem desclassificadas nas datas previstas, prolongando o seu funcionamento

até 2025.

6.1 EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR

A evolução do sistema electroprodutor ao longo do período 2014-2025 sem a desclassificação das actuais

centrais termoeléctricas a carvão é representada na Figura 34.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2015 2020 2025 2030

%Carvão

Gás Natural


SENS: Média dos Regimes BASE: Média dos Regimes

2025 2030


a Gás a Carvão


FIGURA 34 – EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2025: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA



Para os estádios 2020 e 2025 perspectiva-se que a capacidade instalada líquida de produção seja sempre

superior a 238% da ponta de consumos em condições normais, a que corresponde um acréscimo de

19 pp face à trajectória “Base”, o que pode ser observado na Figura 35.

FIGURA 35 – BALANÇOS DE CAPACIDADE: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”



Entre 2020 e 2025, a componente PRE aumenta ligeiramente o peso no total da potência instalada, de 39%

para 41%. No que se refere à PRO, a componente hidroeléctrica aumenta de 35% para 38%, enquanto que a

térmica (de base) decresce de 26% para 21%.

-14000

-10500

-7000

-3500

0

3500

7000

10500

14000

17500

21000

24500

28000

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Capacid

ade t

ota

l in

stala

da (

MW

)

Desc

lass

ific

ação e

entr

ada e

m s

erv

iço d

e n

ova d

e c

apacid

ade (

MW

)


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

1805819242

2152622577

21,422,4

20,2 20,6

8,9 9,4

0

4

8

12

16

20

24

28

32

2020 2025

GW

Potência Instalada Líquida - SENS

Potência Instalada Líquida - BASE

Ponta

21,522,6

19,320,8

7,3 7,7

0

4

8

12

16

20

24

28

32

2020 2025

GW

Potência Instalada Líquida - SENS

Potência Instalada Líquida - BASE

Ponta


FIGURA 36– EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA EM PERÍODOS DE PONTA ANUAL:

ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”


Nos estádios analisados (Figura 37), o ICP apresenta um valor mínimo de 1,23 (em 2025, para uma

probabilidade de excedência da 99%).

Contrariamente à trajectória “Base”, nesta análise de sensibilidade não se identifica a necessidade de

incorporação no sistema de capacidade adicional. Com efeito, a manutenção em serviço da capacidade

instalada (1 756 MW) das actuais centrais a carvão no sistema permite compensar, em 2025, a ausência da

central da Turbogás (990 MW).

FIGURA 37 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA


Relativamente à trajectória “Base”, as necessidades de reserva operacional, bem como a reserva

secundária e terciária instalada não apresentam diferenças na análise de sensibilidade à oferta.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

BASE SENS BASE SENS

PRO - Térmica

PRO - Hídrica

Outra PRE

PRE - Solar

PRE - Eólica

2020 2025

MW 20178 21358 20620 22376

1,37

1,32

1,28

1,23

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

1,40

2020 2025

IC 95% IC 99%



Tendo em consideração que, face à trajectória “Base”, a análise de sensibilidade à oferta considera no

sistema 1180 MW de capacidade adicional em 2020, e 1756 MW em 2025, perspectiva-se que os valores do

LOLE se mantenham nulos em 2020 e 2025.

ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS E DA PRODUÇÃO

A maior capacidade instalada a carvão na análise de sensibilidade traduz-se no aumento da

correspondente componente de produção, mesmo face à hipótese de reforço a carvão considerada na

trajectória “Base”. Nestas condições, tendo em consideração a maior competitividade do carvão, o gás

natural é parcialmente substituído (até um máximo de 16 pp em 2025, na hipótese de reforço de

capacidade a gás), bem como a totalidade das importações de Espanha.

FIGURA 38 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

IMPACTES AO NÍVEL DO DESENVOLVIMENTO PREVISTO DA RNT

Nesta análise de sensibilidade, em que se considera que as atuais centrais a carvão de Sines e Pego não

serão desclassificadas antes de 2025, não se perspectiva impacte significativo sobre o desenvolvimento da

RNT.


QUOTA DAS RENOVÁVEIS

Tendo em consideração que a contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto

de electricidade se mantém constante na análise de sensibilidade à oferta, não se perspectiva que haja

diferenças nos valores da quota de produção renovável comparativamente à trajectória “Base”.

RISCO DE PERDA DE PRODUÇÃO RENOVÁVEL

Dado que o cenário da procura e a capacidade instalada em aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis

não sofre alterações, a sensibilidade à oferta aponta para o mesmo nível de perdas de produção

renovável.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

BASE SENS SENS




2020 2025

BASE:reforço

a gás

BASE:reforçoa carvão


EMISSÕES DE CO2

A maior produção com base em centrais a carvão resultante desta análise de sensibilidade contribui

fortemente para o aumento das emissões de CO2. Entre 2020 e 2025 são estimados valores totais

compreendidos entre 13 Mt e 14 Mt, a que correspondem aumentos compreendidos entre 80% e 190% face

à trajectória “Base”.

FIGURA 39 – EMISSÕES DE CO2 DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

FIGURA 40 – FACTOR DE EMISSÃO MÉDIO DE CO2 DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR:


No longo prazo, em condições médias, os impactes ambientais da manutenção em serviço das actuais

centrais a carvão traduzem-se num nível de emissões de CO2 de aproximadamente 245 g/kWhe, ou seja,

da mesma ordem de grandeza do valor previsto para 2015.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2020

2025

2025

MtMédia dos Regimes


BASE:reforçoa gás


0,0

0,1

0,2

0,3

2020

2025

2025

kg/kWheMédia dos Regimes


BASE:reforçoa gás



6.4 COMPETITIVIDADE

CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS

Carvão

Sem a desclassificação das actuais centrais a carvão, o consumo deste combustível tem um incremento de

2 a 3 vezes relativamente à trajectória “Base” (com a hipótese de novas centrais a carvão em 2025).

Nestas condições, não se excede contudo o limite de cerca de 5,5 Mt anuais correspondente à capacidade

portuária do terminal de Sines.

Gás Natural

Relativamente ao consumo anual de gás natural das centrais de ciclo combinado, da análise de

sensibilidade são obtidas reduções de sensivelmente 50% a 60% face à “Base”, a que corresponde um total

de consumo em 2025 que não excede 3 400 Mm3N, mesmo na ocorrência de um regime seco.

FIGURA 41 – CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS DA PRODUÇÃO TERMOELÉCTRICA: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

ktCarvão

Média dos regimes Acréscimo face à BASE


2020 2025 2025BASE: reforço a gás BASE: reforço a carvão

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Mm3N Gás Natural

Cogeração Média dos regimes Decréscimo face à BASE

Regime seco de referência Decréscimo face à BASE

2020 2025 2025BASE: reforço a gás BASE: reforço a carvão


UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS

Tal como se pode observar na Figura 42, em 2020, a utilização das centrais a carvão (incluindo a central

de Sines) é sensivelmente igual (a 96%, na média dos regimes) à identificada na trajectória “Base”. Em

2025, face à hipótese de reforço na “Base” com novas centrais a carvão, verifica-se um decréscimo médio

de 3 pp, justificado pela maior capacidade considerada nesta análise de sensibilidade.

No caso das centrais a gás natural, os impactes são significativos. Em condições médias a utilização destas

centrais é inferior a 22% e, mesmo na ocorrência de um regime seco, a utilização não supera a verificada

na média dos regimes de qualquer das hipóteses de expansão do sistema assumidos na Trajectória “Base”.

FIGURA 42 – UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL:


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2020 2025

% Carvão

Gás Natural


SENS: Média dos Regimes BASE: Média dos RegimesReforço a gásReforço a carvão


CAPÍTULO III “Teste de Stress”

Complementarmente ao estudo da trajectória “Base”, foi efectuado um “Teste de Stress” tendo por base

o sistema electroprodutor actual, deduzido das desclassificações previstas ao longo do tempo e apenas

acrescido dos novos centros produtores em construção ou que se prevê iniciem a construção durante 2014.

O objectivo desta análise consiste em identificar o estádio a partir do qual se deixe de verificar a

adequação do sistema electroprodutor para abastecimento dos consumos, na ocorrência do cenário

Superior da procura.

7. EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2030

Na Figura 43 é representada a evolução do sistema electroprodutor assumida no “Teste de Stress”,

resultante das desclassificações de centrais existentes e da entrada em serviço da nova capacidade de

produção em construção ou que se prevê inicie a construção até ao final de 2014.

FIGURA 43 – EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2030: “TESTE DE STRESS”

PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE)

Na Figura 44 apresenta-se a evolução previsional da potência instalada nas diferentes componentes da

PRE19 (um cronograma detalhado encontra-se no Anexo I).


-14000

-10500

-7000

-3500

0

3500

7000

10500

14000

17500

21000

24500

28000

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Capacid

ade t

ota

l in

stala

da (

MW

)

Desc

lass

ific

ação e

entr

ada e

m s

erv

iço d

e n

ova d

e c

apacid

ade (

MW

)


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026-2030

1805819242 18714

17148 17148

44 “Teste de Stress” Conclusões

FIGURA 44 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRE:

“TESTE DE STRESS”

Para efeitos do “Teste de Stress”, a

potência instalada em PRE

mantém-se constante a partir de 31

de Dezembro de 2016.

PRODUÇÃO EM REGIME ORDINÁRIO (PRO)

A evolução da capacidade das centrais térmicas convencionais e dos grandes aproveitamentos

hidroeléctricos instalada no SEN, assumida no “Teste de Stress”, é apresentada na Figura 45 (um

cronograma detalhado encontra-se no Anexo III).

FIGURA 45 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRO: “TESTE DE STRESS”

No “Teste de Stress”, tal como na trajectória

“Base”, as datas de desclassificação das

centrais existentes estão de acordo com a

informação mais actual disponível na DGEG

(prevista nos respectivos CAE).

A evolução do parque hidroeléctrico

considerada no “Teste de Stress” tem em

conta a concretização da nova capacidade em

construção até ao final de 2014.

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

2005 2010 2013 2016 2020 2025 2030

Eólica 988 3 856 4 652 4 942 4 942 4 942 4 942

PCH 326 414 436 434 434 434 434

Solar Térmico 0 0 0 20 20 20 20

Fotovoltaico 0 123 283 440 440 440 440

Ondas 0 0 0 6 6 6 6

Biogás 5 30 59 60 60 60 60

Biomassa 13 117 124 140 140 140 140

RSU 85 85 77 77 77 77 77

Cogeração 1 232 1 538 1 621 1 660 1 660 1 660 1 660

TOTAL 2 649 6 162 7 252 7 779 7 779 7 779 7 779

Potê

ncia

inst

ala

da (

MW

)

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

2015 2017 2020 2025 2030

PRO Hídrica rev. 2 245 2 703 2 703 2 703 2 703

PRO Hídrica ñ rev. 3 828 3 828 3 828 3 828 3 828

PRO Térmica 5 585 5 585 4 405 2 839 2 839

TOTAL 11 657 12 115 10 935 9 369 9 369

Potê

ncia

inst

ala

da (

MW

)


Neste cenário, a potência hídrica PRO instalada atinge 6 530 MW em 2017. A potência reversível atinge

2 700 MW, ou seja, ligeiramente superior a 40% da capacidade total instalada, representando um

crescimento de cerca de 2,1 vezes face à capacidade actual (1 294 MW). A partir de 2017 e até final do

período analisado, admite-se que a capacidade hídrica PRO permanece constante.

8. IDENTIFICAÇÃO DOS LIMITES DE ADEQUAÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR

Na Figura 46 é apresentada a evolução do Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP) nos períodos

de ponta anual dos estádios 2021 e 2022, com uma probabilidade de excedência de 95% e 99%.

Constata-se que, em 2021, o sistema é adequado à cobertura da procura, porquanto o ICP apresenta um

valor mínimo de 1,05. Em 2022, os valores de ICP são de 0,97 e 1,01 com probabilidades de excedência de

99% e 95%, respectivamente.

FIGURA 46 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO: “TESTE DE STRESS”

Assumindo que o ICP não deve ser

inferior a 1, a potência disponível para

cobrir a ponta de consumos deixará de

ser adequada em 2022 admitindo uma

probabilidade de excedência do ICP de

99%.

No que diz respeito à RNT, partindo das condições que lhe estão implícitas para dar resposta à trajectória

”Base”, conforme descrito em 3.3.520, até 2021 a rede tem condições para assegurar o funcionamento

adequado do sistema.

20 Desenvolvimento da RNT conforme a proposta de PDIRT 2014-2023, com concretização em tempo devido dos eixos

a 400 kV Falagueira- Estremoz – Divor – Pegões e Rio Maior – ‘zona de Almargem do Bispo’ – Fanhões. Excluem-se da

proposta de PDIRT 2014-2023 os reforços de rede que se destinam exclusivamente à ligação dos novos centros

electroprodutores não considerados neste cenário.

1,11

1,011,05

0,97

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

2021 2022

IC 95% IC 99%

Estádio de RUTURA

46 Síntese dos resultados

CAPÍTULO IV Síntese dos resultados

Neste capítulo são apresentados os principais resultados dos estudos sobre a evolução do sistema

electroprodutor, repartidos pelos três factores chave da sustentabilidade energética: Segurança de

Abastecimento, Protecção do Ambiente e Competitividade.

SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO

Na trajectória “Base”, até 2024, a evolução do ICP nos períodos de ponta anual é sempre superior a 1,10

(valor correspondente aos estádios 2018, 2019 e 2024, para probabilidade de excedência de 99%). O valor

mais elevado do ICP (1,31) ocorre em 2017, para uma probabilidade de excedência de 95%. Entre 2015 e

2024, o LOLE decresce de 0,5 h/ano para 0 h/ano. Mesmo na situação menos favorável (estádio 2015), a

EENS não excede 0,0002% da procura anual.

A partir de 2017, após a desclassificação da actual central a carvão de Sines, deixará de existir no sistema

qualquer central térmica de base na zona sul, o que colocará dificuldades e restrições acentuadas à

operação da RNT que, dependendo dos regimes de funcionamento, poderão colocar em causa a própria

garantia de continuidade de serviço. Não obstante, a antecipação de alguns dos projectos de reforço da

RNT permitirá dar resposta adequada a estas condições.

A partir de 2025, em consequência da desclassificação da central a ciclo combinado da Tapada do Outeiro

(Turbogás), o ICP para uma probabilidade de excedência de 99% é inferior a 1,0, conduzindo à necessidade

de incorporação no sistema de nova capacidade térmica de base. Para garantir o cumprimento dos

critérios de segurança de abastecimento na vertente Adequacy, em 2025, será necessário instalar 1 novo

grupo da gama dos 450 MW, de ciclo combinado a gás natural ou de carvão pulverizado. Face ao aumento

dos consumos previsto para o quinquénio seguinte, identificou-se a necessidade de 1 grupo adicional (a gás

ou carvão) até 2030. Com estes reforços, perspectiva-se que as condições de segurança de abastecimento

sejam mantidas em níveis correspondentes a valores de LOLE que respeitam os critérios definidos (≤ 5

h/ano).

Do ponto de vista da estrutura e segurança da RNT, na perspectiva da adequação da distribuição do

parque electroprodutor, a zona de Sines, ou da península de Setúbal, afiguram-se como das mais

favoráveis para a eventual construção de uma nova central de base.

Da análise de sensibilidade à procura, face à ocorrência do cenário superior de evolução dos consumos

(com um acréscimo de cerca de 400 MW na ponta anual de consumos), as necessidades de incorporação no

sistema de nova capacidade de base apontam para a entrada em serviço de 2 grupos térmicos da gama de

450 MW, em 2025, e 3 grupos, em 2030 (ou seja, 1 grupo térmico adicional face aos identificados na

trajectória “Base”). Ao nível da RNT, o impacte far-se-á sentir, acima de tudo, ao nível das datas das

necessidades em reforços na transformação MAT/AT ou novos painéis em AT para reforço da capacidade

de entrega à RND.

A análise de sensibilidade à oferta realizada para os estádios 2020 e 2025, no pressuposto de

prolongamento do serviço das actuais centrais termoeléctricas a carvão até 2025, aponta para um valor

mínimo de ICP correspondente a 1,23 (em 2025, para uma probabilidade de excedência de 99%). Nestas


condições, contrariamente à trajectória “Base”, não se perspectiva a necessidade de incorporação no

sistema de capacidade adicional até 2025, nem impactes significativos sobre o desenvolvimento da RNT.

O “Teste de Stress” realizado, tendo por base a composição do sistema actual (deduzida das

desclassificações previstas ao longo do tempo e acrescida dos novos centros produtores em construção ou

que se prevê iniciem a construção durante 2014), permite constatar que a potência disponível para cobrir

a ponta de consumos deixará de ser adequada em 2022, admitindo uma probabilidade de excedência do

ICP de 99%. No que diz respeito à RNT, partindo das condições que lhe estão implícitas para dar resposta à

trajectória “Base”, até 2021 a rede tem condições para assegurar o funcionamento adequado do sistema.

PROTECÇÃO DO AMBIENTE

Os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos consumos de electricidade na

trajectória “Base” enquadram-se nas estimativas apresentadas no PNAER 2020 para garantir o

cumprimento da meta de 31% para a quota de energias renováveis no consumo final bruto de energia para

Portugal. Os resultados obtidos conduzem, em 2020, a uma quota da produção renovável de cerca de

57,6% do consumo bruto de electricidade. Este valor está compreendido entre 56,5% e 59,2%, dependendo

da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica mais adversa ou de uma condição

hidrológica mais favorável. No horizonte 2030, apesar de um ligeiro decréscimo, a quota esperada é

superior a 55,5% (compreendida entre 53,7% e 58,1%).

A análise de sensibilidade ao crescimento da procura mais elevado da trajectória “Base” conduziu a um

decréscimo de cerca de 1pp da quota da produção renovável para cerca de 56,4 % do consumo bruto de

electricidade (valor compreendido entre 55,3% e 59%, dependendo da condição hidrológica).

Entre 2015 e 2017, as emissões totais anuais de CO2 na trajectória “Base” ascendem a cerca de 13 Mt na

média dos regimes hidrológicos. Com a desclassificação da central de Sines a carvão (no final de 2017)

prevê-se um decréscimo desse valor em 5,5 Mt e, posteriormente, em 2,5 Mt,com a desclassificação da

central do Pego a carvão (no final de 2021).

A partir de 2025, dependendo da tecnologia que vier a ser adoptada para reforço da capacidade de base

do sistema electroprodutor, as emissões totais anuais das centrais termoeléctricas poderão diminuir até

4,1 Mt, na hipótese de reforço com grupos de ciclo combinado a gás natural, ou até 3 Mt, case se opte

pelo carvão, em que se assume grupos equipados com CCS em 2030.




ascende a um máximo de 0,8 Mt (num total de 4,9 Mt em 2030).

A maior produção com base em centrais a carvão resultante da análise de sensibilidade à oferta contribui

fortemente para o aumento das emissões de CO2. Entre 2020 e 2025 são estimados valores totais

compreendidos entre 13 Mt e 14 Mt, a que correspondem aumentos compreendidos entre 80% e 190% face

à trajectória “Base”.

48 Síntese dos resultados

COMPETITIVIDADE

Até ao final de 2017, antes da desclassificação da central de Sines, a utilização média das centrais a

carvão é de aproximadamente 93%, podendo oscilar de 73% a 100%, em função do regime hidrológico.

Entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego em serviço), estes valores aumentam ligeiramente para

96% na média dos regimes, dentro de uma banda de 81%-100%.

Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a carvão, em 2025, sem dispor ainda de equipamentos

CCS, a utilização destes grupos aproxima-se da perspectivada para o período 2018-2021 (para a central do

Pego). Já em 2030, a perda de competitividade induzida pelo CCS conduz à redução da utilização na

média dos regimes (87,5%) e em regime húmido (68,2%).


fortemente condicionadas pelas centrais a carvão (sempre mais competitivas), verifica-se a ocorrência de

3 fases distintas até 2024:

entre 2015 e 2017 (antes da desclassificação de Sines), em que a utilização média é de cerca de

13,5%, podendo oscilar entre 4,5%-28%;



entre 2022 a 2024 (sem centrais a carvão no sistema), quando são obtidos valores da ordem dos

45% (numa banda de 26%-66%).

O eventual reforço de capacidade do sistema baseado em CCGT após 2025 aponta para utilizações destas

centrais superiores a 40%. Pelo contrário, caso sejam integrados novos grupos a carvão, a utilização média

das centrais existentes (no Pego, em Lares e no Ribatejo) decresce progressivamente para valores médios

de cerca de 30% em 2030.

A ocorrência de um cenário Superior de consumos induz, na hipótese de integração de novas CCGT,

ligeiros acréscimos na utilização das centrais a gás natural (inferiores a 3 pp) face à trajectória “Base”,

sobretudo no longo prazo. No caso de coexistência de novas centrais a carvão, verifica-se a diminuição da

utilização (num máximo de 6 pp em 2025).

O eventual prolongamento do funcionamento das actuais centrais a carvão de Sines e Pego induz impactes

significativos sobre o nível de utilização das centrais a gás natural. Em condições médias, a utilização

destas centrais perspectiva-se inferior a 22% e, mesmo na ocorrência de um regime seco, a utilização não

supera a verificada na média dos regimes de qualquer das hipóteses de expansão do sistema assumidos na

trajectória “Base”.


ANEXO I

Pressupostos Gerais - DGEG

1

DSPE/DGEG 21/04/2014

RMSA-E 2014 CENÁRIOS E PRESSUPOSTOS

1. Horizonte

O estudo terá o horizonte 2015 – 2030, com um detalhe anual para o período 2015-2025.

2. Cenário Macroeconómico

O cenário macroeconómico, que teve em linha de conta não só as previsões fornecidas pelo Ministério das

Finanças para a estratégia orçamental, mas também as várias previsões provenientes de BP, CE e FMI, é o

seguinte:

Taxa de variação do PIB

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020-2030

Cenário Inferior -1,8% 0,4% 1,1% 1,3% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4%

Cenário Central -1,8% 0,8% 1,5% 1,5% 1,7% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%

Cenário Superior -1,8% 1,2% 1,9% 2,1% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2%

3. Orientações de Politica Energética

3.1 Produção em Regime Especial

As metas vinculativas para 2020 de 31% de renováveis no consumo final bruto de energia e 10% nos

transportes devem ser tidas em linha de conta. Assim, a oferta PRE (capacidade instalada) a ter em conta

para o cenário base de referência deverá ser a constante no quadro seguinte, e tem por base os objetivos

definidos no Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (RCM n.º 20/2013).

Tecnologia (MW) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

Cogeração não renovável 1.236 1.260 1.260 1.270 1.280 1.280 1.290 1.290 1.300 1.320 1.340 1.360 1.380 1.410 1.520 Cogeração renovável (c/ cog. Biogás) 361 361 370 370 380 380 390 400 400 400 400 400 400 430 470 Eólica 4.462 4.652 4.742 4.842 4.942 5.042 5.142 5.242 5.300 5.400 5.500 5.600 5.710 5.820 6.400 Pequenas Centrais Hídricas21 436 436 436 436 434 434 448 463 470 520 570 570 570 570 620 Resíduos Sólidos Urbanos 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 Biomassa (s/ cogeração) 123 124 130 130 140 160 180 200 220 230 240 240 240 250 260 Biogás (s/ cogeração) 57 59 59 59 60 60 60 60 60 61 62 62 63 65 70 Fotovoltaico 221 283 348 383 440 498 555 613 670 685 710 725 732 740 800 Solar Térmico (CSP) 0 0 7 17 20 34 34 34 50 54 58 60 60 70 105 Ondas 0,3 0,3 0,3 1 6 6 6 6 6 6 6 6 7 8 10

Total 6.973 7.252 7.429 7.585 7.779 7.971 8.182 8.385 8.553 8.753 8.963 9.100 9.239 9.440 10.332

21 Aproveitamentos hidroeléctricos com uma potência inferior a 30 MW

2


3.2 PRO Hídrica

No que respeita à oferta PRO Hídrica, deverá ser considerado como cenário base de referência o constante

no quadro seguinte:

Aproveitamento Hídrico Promotor Data Capacidade instalada (MW)

Ribeiradio EDP 2015 (dez. 2014) 77

Baixo Sabor EDP 2015 (dez. 2014) 171

Venda Nova III EDP jul. 2015 780

Salamonde II EDP 2016 (ago. 2015) 207

Foz Tua EDP 2017 (dez. 2016) 251

Girabolhos Endesa 2020 (nov. 2019) 364

Bogueira Endesa 2020 (nov. 2019) 31

Fridão EDP 2020 238

Alvito EDP 2020 225

Gouvães Iberdrola 2022 880

Daivões Iberdrola 2022 114

Alto Tâmega (Vidago) Iberdrola 2022 160

Carvão-Ribeira EDP 2030 555

3.3 PRO Térmica

A oferta PRO-Térmica a considerar no cenário base de referência deverá ser:

MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

Tunes 167 167 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- Sines 1.180 1.180 1.180 1.180 1.180 --- --- --- --- --- --- --- --- --- Pego 576 576 576 576 576 576 576 576 576 --- --- --- --- --- Tapada Outeiro C.C. 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 --- --- Ribatejo 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 Lares 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 Pego CCGT 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 CCGT Sines22 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- CCGT Lavos23 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---

Total 5.752 5.752 5.585 5.585 5.585 4.405 4.405 4.405 4.405 3.829 3.829 3.829 2.839 2.839

22 A DGEG recebeu uma carta da SPOWER, S.A. no dia 28/06/2013, através da qual comunica a sua intenção de renunciar à licença de

produção de eletricidade que lhe foi atribuída pela DGEG

23 A DGEG recebeu uma carta da IBERDROLA Generation, SA Unipersonal no dia 27/12/2013, através da qual comunica a sua intenção

de renunciar à licença de produção de eletricidade que lhe foi atribuída pela DGEG

MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

TOTAL PRO Hídrica 5.044 5.044 6.072 6.279 6.530 6.530 6.530 7.388 7.388 8.542 8.542 8.542 8.542 9.097

3


4. Cenários de PROCURA

4.1 Autoconsumo

Mantém-se até ao horizonte do estudo o valor verificado em 2012.

4.2 Poupanças de energia

Até 2020 assumem-se as poupanças anuais consideradas no âmbito do PNAEE.

Und. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Poupanças Totais anuais GWh 554 625 800 387 405 421 523

4.3 Cenários de evolução da procura

Cenário Central Com medidas de eficiência energética

GWh

Ano Poupanças acumuladas

Veículos elétricos

Consumo Total no Continente Autoconsumo Perdas

Consumo Total na Emissão

sem VE com VE sem VE com VE

GWh tvh24 GWh tvh GWh GWh % GWh tvh GWh tvh

2014 554 3 46 336 0,5% 46 339 0,5% 891 3 952 8,0% 49 398 0,5% 49 401 0,5%

2015 1 179 4 46 348 0,0% 46 352 0,0% 891 3 953 8,0% 49 410 0,0% 49 415 0,0%

2016 1 979 6 46 232 -0,3% 46 238 -0,2% 891 3 943 8,0% 49 284 -0,3% 49 290 -0,3%

2017 2 366 9 46 566 0,7% 46 576 0,7% 891 3 973 8,0% 49 647 0,7% 49 658 0,7%

2018 2 771 14 46 890 0,7% 46 905 0,7% 891 4 001 8,0% 50 000 0,7% 50 015 0,7%

2019 3 192 21 47 206 0,7% 47 227 0,7% 891 4 029 8,0% 50 343 0,7% 50 365 0,7%

2020 3 715 28 47 428 0,5% 47 456 0,5% 891 4 049 8,0% 50 584 0,5% 50 614 0,5%

2021 4 006 41 47 890 1,0% 47 931 1,0% 891 4 090 8,0% 51 086 1,0% 51 131 1,0%

2022 4 287 54 48 369 1,0% 48 423 1,0% 891 4 133 8,0% 51 607 1,0% 51 666 1,0%

2023 4 555 67 48 870 1,0% 48 936 1,1% 891 4 178 8,0% 52 151 1,1% 52 224 1,1%

2024 4 782 79 49 421 1,1% 49 499 1,2% 891 4 227 8,0% 52 750 1,1% 52 835 1,2%

2025 4 985 91 50 003 1,2% 50 094 1,2% 891 4 279 8,0% 53 383 1,2% 53 482 1,2%

2026 5 178 104 50 605 1,2% 50 709 1,2% 891 4 332 8,0% 54 037 1,2% 54 150 1,2%

2027 5 313 117 51 273 1,3% 51 390 1,3% 891 4 391 8,0% 54 763 1,3% 54 891 1,4%

2028 5 401 130 51 997 1,4% 52 127 1,4% 891 4 455 8,0% 55 550 1,4% 55 692 1,5%

2029 5 477 143 52 742 1,4% 52 884 1,5% 891 4 521 8,0% 56 360 1,5% 56 515 1,5%

2030 5 527 155 53 522 1,5% 53 677 1,5% 891 4 590 8,0% 57 208 1,5% 57 376 1,5%

24 Taxa de variação homóloga

4


Cenário Superior Com medidas de eficiência energética

GWh






GWh tvh GWh tvh GWh GWh % GWh tvh GWh tvh

2014 554 4 46 517 0,9% 46 521 0,9% 891 3 968 8,0% 49 594 0,9% 49 598 0,9%

2015 1 179 5 46 655 0,3% 46 660 0,3% 891 3 980 8,0% 49 744 0,3% 49 750 0,3%

2016 1 979 8 46 668 0,0% 46 676 0,0% 891 3 981 8,0% 49 758 0,0% 49 767 0,0%

2017 2 366 13 47 137 1,0% 47 150 1,0% 891 4 023 8,0% 50 268 1,0% 50 282 1,0%

2018 2 771 20 47 599 1,0% 47 620 1,0% 891 4 063 8,0% 50 771 1,0% 50 793 1,0%

2019 3 192 30 48 058 1,0% 48 088 1,0% 891 4 104 8,0% 51 269 1,0% 51 301 1,0%

2020 3 715 40 48 428 0,8% 48 468 0,8% 891 4 137 8,0% 51 671 0,8% 51 715 0,8%

2021 4 006 60 49 042 1,3% 49 102 1,3% 891 4 192 8,0% 52 338 1,3% 52 404 1,3%

2022 4 287 79 49 678 1,3% 49 757 1,3% 891 4 249 8,0% 53 030 1,3% 53 116 1,4%

2023 4 555 97 50 341 1,3% 50 438 1,4% 891 4 309 8,0% 53 751 1,4% 53 856 1,4%

2024 4 782 115 51 059 1,4% 51 175 1,5% 891 4 373 8,0% 54 531 1,5% 54 656 1,5%

2025 4 985 133 51 815 1,5% 51 948 1,5% 891 4 440 8,0% 55 352 1,5% 55 497 1,5%

2026 5 178 154 52 594 1,5% 52 748 1,5% 891 4 509 8,0% 56 199 1,5% 56 366 1,6%

2027 5 313 174 53 446 1,6% 53 619 1,7% 891 4 585 8,0% 57 125 1,6% 57 314 1,7%

2028 5 401 193 54 359 1,7% 54 552 1,7% 891 4 666 8,0% 58 118 1,7% 58 328 1,8%

2029 5 477 213 55 299 1,7% 55 512 1,8% 891 4 750 8,0% 59 140 1,8% 59 371 1,8%

2030 5 527 231 56 281 1,8% 56 512 1,8% 891 4 837 8,0% 60 207 1,8% 60 458 1,8%

Cenário Inferior

Com medidas de eficiência energética GWh







2014 554 2 46 155 0,1% 46 157 0,1% 891 3 936 8,0% 49 201 0,1% 49 203 0,1%

2015 1 179 3 46 042 -0,2% 46 045 -0,2% 891 3 926 8,0% 49 078 -0,2% 49 081 -0,2%

2016 1 979 4 45 798 -0,5% 45 802 -0,5% 891 3 905 8,0% 48 812 -0,5% 48 817 -0,5%

2017 2 366 7 46 001 0,4% 46 007 0,4% 891 3 923 8,0% 49 033 0,5% 49 040 0,5%

2018 2 771 9 46 190 0,4% 46 199 0,4% 891 3 940 8,0% 49 238 0,4% 49 248 0,4%

2019 3 192 13 46 367 0,4% 46 380 0,4% 891 3 956 8,0% 49 431 0,4% 49 445 0,4%

2020 3 715 18 46 446 0,2% 46 464 0,2% 891 3 963 8,0% 49 517 0,2% 49 537 0,2%

2021 4 006 26 46 762 0,7% 46 788 0,7% 891 3 991 8,0% 49 860 0,7% 49 889 0,7%

2022 4 287 34 47 091 0,7% 47 125 0,7% 891 4 020 8,0% 50 218 0,7% 50 255 0,7%

2023 4 555 42 47 438 0,7% 47 480 0,8% 891 4 051 8,0% 50 595 0,8% 50 640 0,8%

2024 4 782 49 47 830 0,8% 47 880 0,8% 891 4 086 8,0% 51 021 0,8% 51 075 0,9%

2025 4 985 57 48 251 0,9% 48 307 0,9% 891 4 123 8,0% 51 478 0,9% 51 540 0,9%

2026 5 178 65 48 685 0,9% 48 750 0,9% 891 4 162 8,0% 51 951 0,9% 52 021 0,9%

2027 5 313 73 49 182 1,0% 49 255 1,0% 891 4 206 8,0% 52 491 1,0% 52 570 1,1%

2028 5 401 80 49 731 1,1% 49 811 1,1% 891 4 254 8,0% 53 088 1,1% 53 175 1,2%

2029 5 477 88 50 296 1,1% 50 384 1,1% 891 4 304 8,0% 53 702 1,2% 53 797 1,2%

2030 5 527 94 50 892 1,2% 50 986 1,2% 891 4 356 8,0% 54 349 1,2% 54 452 1,2%

5


5. Cenários de Preços

5.1 - Preços dos combustíveis

PETRÓLEO25 CARVÃO26 GÁS NATURAL27 FUELÓLEO28 GASÓLEO29

CIF Sines CIF RNTIAT CIF Setúbal

USD/bbl USD/t USD/MBtu USD/t

2014 113 103,3 11,4 693,4 1014,3

2015 113 103,5 11,4 696,2 1019,5

2016 114 103,7 11,5 699,0 1024,5

2017 114 103,9 11,6 701,9 1029,6

2018 115 104,1 11,7 704,7 1034,6

2019 115 104,4 11,7 707,5 1039,6

2020 116 104,6 11,8 710,3 1044,6

2021 116 104,8 11,9 713,7 1050,6

2022 117 105,1 12,0 717,1 1056,5

2023 117 105,3 12,1 720,4 1062,4

2024 118 105,6 12,2 723,8 1068,4

2025 119 105,8 12,3 727,2 1074,3

2026 120 106,2 12,4 732,8 1083,9

2027 121 106,6 12,6 738,4 1093,5

2028 122 107,0 12,7 744,0 1103,1

2029 123 107,5 12,9 749,6 1112,7

2030 124 107,9 13,0 755,2 1122,3

5.2 - Preços das Licenças de CO2

Foram adotadas as seguintes previsões:

Ano Preço

(€/ton – preços 2013)

201430 6,0

201530 6,0

201630 7,0

201730 7,0

- -

202031 16

- -

203031 26

6. Indicadores na análise da garantia de abastecimento

IC - Índice de Cobertura: Metodologia probabilística – utilização do modelo Reservas

Nível de risco associado ao IC - nível de confiança de 95% (1 ocorrência a cada 20 anos) e de

99% (1 ocorrência a cada 100 anos)

Simulação em nó isolado até 2014 (NTC=0); A partir de 2015 simulação considerando 10% NTC

LOLE ≤ 5 horas

(10% da NTC a partir de 2015 para definição da constituição de uma pool de reserva no âmbito do Mibel)

25 Cenário "New Policies" da AIE publicado no WEO2013 26 PCI = 6.000 kcal/Kg; 1%S 27 Na fronteira Portugal-Espanha para o GN e à entrada do terminal de Sines para o GNL 28 PCI = 9 600 Kcal/Kg 29 PCI = 10.200 Kcal/Kg; densidade = 0,845. 30 EU ETS EUA Forward market (fonte: Bloomberg 13.Mar.2014) 31 Cenário "New Policies Scenario - European Union" da AIE (Fonte: AIE Outlook 2013)

6


7. Análises

Após analisado o cenário base de referência (BASE) deverão ser efetuadas as análises indicadas no quadro

seguinte:

OFERTA PROCURA

Inferior Central Superior

Evolução expectável --- BASE SENSIBILIDADE

(Procura)

Evolução expectável com Carvão

(sem desclassificação das

actuais centrais a carvão antes de 2025)

--- SENSIBILIDADE

(Oferta) ---

Sistema existente (incluindo o que está em construção e se preveja

entrar em construção até 31-12-2014)

--- --- TESTE DE STRESS

Quaisquer outras análises que se considerar serem relevantes devem ser acordadas entre a DGEG e REN.

7


RMSA-E 2014 PRESSUPOSTOS “Teste de Stress”

Para efeitos do estudo de “Teste de Stress”, devera considerar-se que a oferta e constituída unicamente

pelo sistema existente (deduzido das desclassificações conforme calendário previsto), acrescido dos novos

centros produtores em construção ou que se prevê iniciem a construção ate ao final de 2014. Assim:

1. Produção em Regime Especial

A evolução da PRE manter-se-á constante a partir de 31 de Dezembro de 2016.

Tecnologia (MW) 2012 2013 2014 2015 2016

Cogeração não renovável 1.236 1.260 1.260 1.270 1.280 Cogeração renovável (c/ cog. Biogás) 343 361 361 370 370 Eólica 4.462 4.652 4.742 4.842 4.942 Pequenas Centrais Hídricas 418 436 436 436 436 Resíduos Sólidos Urbanos 77 77 77 77 77 Biomassa (s/ cogeração) 123 124 130 130 140 Biogás (s/ cogeração) 57 59 59 59 60 Fotovoltaico 221 283 348 383 440 Solar Térmico (CSP) 0 0 7 17 20 Ondas 0,3 0,3 0,3 1 6

Total 6.973 7.252 7.429 7.585 7.779

2. PRO Hídrica

A oferta PRO Hídrica a considerar devera ser:

Aproveitamento Hídrico Promotor Data Capacidade instalada (MW)

Ribeiradio EDP 2015 (dez. 2014) 77

Baixo Sabor EDP 2015 (dez. 2014) 171

Venda Nova III EDP jul. 2015 780

Salamonde II EDP 2016 (ag. 2015) 207

Foz Tua EDP 2017 (dez. 2016) 251

MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020-2030

TOTAL PRO Hídrica 5.044 5.044 6.072 6.279 6.530 6.530 6.530 6.530

8


3. PRO Térmica

A oferta PRO-Térmica a considerar no cenário base de referência deverá ser:

MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

Tunes 167 167 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- Sines 1.180 1.180 1.180 1.180 1.180 --- --- --- --- --- --- --- --- --- Pego 576 576 576 576 576 576 576 576 576 --- --- --- --- --- Tapada Outeiro C.C. 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 --- --- Ribatejo 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 Lares 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 Pego CCGT 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837

Total 5.752 5.752 5.585 5.585 5.585 4.405 4.405 4.405 4.405 3.829 3.829 3.829 2.839 2.839

4. Cenários de PROCURA

Os cenários de procura a utilizar no estudo deverão ser revistos pela REN, de acordo com o novo cenário

macroeconómico anteriormente referido.

Cenário Superior Com medidas de eficiência energética

GWh







2014 554 4 46 517 0,9% 46 521 0,9% 891 3 968 8,0% 49 594 0,9% 49 598 0,9%

2015 1 179 5 46 655 0,3% 46 660 0,3% 891 3 980 8,0% 49 744 0,3% 49 750 0,3%

2016 1 979 8 46 668 0,0% 46 676 0,0% 891 3 981 8,0% 49 758 0,0% 49 767 0,0%

2017 2 366 13 47 137 1,0% 47 150 1,0% 891 4 023 8,0% 50 268 1,0% 50 282 1,0%

2018 2 771 20 47 599 1,0% 47 620 1,0% 891 4 063 8,0% 50 771 1,0% 50 793 1,0%

2019 3 192 30 48 058 1,0% 48 088 1,0% 891 4 104 8,0% 51 269 1,0% 51 301 1,0%

2020 3 715 40 48 428 0,8% 48 468 0,8% 891 4 137 8,0% 51 671 0,8% 51 715 0,8%

2021 4 006 60 49 042 1,3% 49 102 1,3% 891 4 192 8,0% 52 338 1,3% 52 404 1,3%

2022 4 287 79 49 678 1,3% 49 757 1,3% 891 4 249 8,0% 53 030 1,3% 53 116 1,4%

2023 4 555 97 50 341 1,3% 50 438 1,4% 891 4 309 8,0% 53 751 1,4% 53 856 1,4%

2024 4 782 115 51 059 1,4% 51 175 1,5% 891 4 373 8,0% 54 531 1,5% 54 656 1,5%

2025 4 985 133 51 815 1,5% 51 948 1,5% 891 4 440 8,0% 55 352 1,5% 55 497 1,5%

2026 5 178 154 52 594 1,5% 52 748 1,5% 891 4 509 8,0% 56 199 1,5% 56 366 1,6%

2027 5 313 174 53 446 1,6% 53 619 1,7% 891 4 585 8,0% 57 125 1,6% 57 314 1,7%

2028 5 401 193 54 359 1,7% 54 552 1,7% 891 4 666 8,0% 58 118 1,7% 58 328 1,8%

2029 5 477 213 55 299 1,7% 55 512 1,8% 891 4 750 8,0% 59 140 1,8% 59 371 1,8%

2030 5 527 231 56 281 1,8% 56 512 1,8% 891 4 837 8,0% 60 207 1,8% 60 458 1,8%


ANEXO II

Metodologia de previsão da procura de electricidade

no período 2014-2030


ÍNDICE

1. Metodologia de Previsão……………………………………………………………………………………………………… AII.1

1.1 Previsão de Curto Prazo (2014)……………………………………………………………………………… AII.1

1.2 Previsão de Longo Prazo (2015-2030)…………………………………………………………………… AII.2

1.2.1 Modelos estruturais…………………………………………………………………………………… AII.3

1.2.2 Modelos econométricos sectoriais estimados…………………………………………… AII.5

1.3 Medidas de Eficiência Energética……………………………………………………………………………………… AII.7

1.4 Penetração de Veículos Eléctricos……………………………………………………………………………………… AII.8

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AII.1

1. METODOLOGIA DE PREVISÃO

A previsão do consumo de electricidade referido à produção líquida baseia-se, no longo prazo, na previsão

do consumo final de electricidade por sectores de consumo.

O consumo final de electricidade engloba toda a energia eléctrica efectivamente consumida pelos diversos

agentes em Portugal Continental e inclui não só a electricidade fornecida através da rede pública como

também os denominados autoconsumos – produção particular de electricidade para abastecimento

próprio. Dado que a informação que é realmente relevante para efeitos de estudo da expansão do sistema

electroprodutor é o consumo referido à produção líquida, é necessário converter a previsão do consumo

final de electricidade em consumo de electricidade referido à produção líquida, através da seguinte

expressão:

Consumo referido à produção líquida = Consumo final – Autoconsumo + Perdas de transporte e distribuição (1)

A previsão do consumo final de electricidade é dividida em três grandes sectores: sector da Indústria e

Agricultura, sector Terciário e sector Residencial.

Para todo o período de previsão, foram incluídos os efeitos previstos sobre o consumo final de

electricidade

• da implementação de novas medidas de eficiência energética definidas pelo Governo no Plano

Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) (RCM 20/2013, de 28 de Fevereiro) e

• da penetração esperada de veículos eléctricos (VE) no parque automóvel, nos segmentos de

ligeiros de passageiros e comerciais ligeiros, autocarros e motociclos, definida no Plano

Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) (RCM 20/2013, de 28 de Fevereiro).

A previsão do consumo final de electricidade no curto prazo (a 1 ano) é calculada de forma diferente dos

restantes anos de previsão como é explicitado a seguir.

1.1 PREVISÃO DE CURTO PRAZO (2014)

No curto prazo, o método de previsão do consumo de electricidade referido à produção líquida assenta

num modelo estrutural de base mensal, onde são introduzidas variáveis explicativas que determinam o

efeito de calendário, o efeito da temperatura atmosférica e o efeito da actividade económica sobre o

consumo de electricidade.

Os modelos estruturais são modelos adaptativos que decompõem as variáveis a prever nas suas principais

componentes: nível, tendência, sazonalidade e ciclo. Permitem avaliar a evolução de comportamento de

cada uma destas componentes ao longo do período histórico e utilizar para previsão apenas a informação

obtida nos períodos mais recentes.

Na Figura 47 apresentam-se as diferentes etapas deste processo de previsão.

AII.2 Anexo II – Metodologia de previsão da procura de electricidade

FIGURA 47 – ETAPAS DA PREVISÃO DE CURTO PRAZO.

O conceito de consumo de electricidade corrigido da temperatura e do número de dias úteis consiste na

estimação do valor do consumo para uma situação sem desvios de temperatura e do número de dias úteis

em relação aos respectivos valores médios. Esta correcção resulta da verificação de que determinados

desvios nestas duas variáveis, em relação ao que seria normal, dão origem a desvios no consumo de

electricidade. Por uma questão de precisão e coerência das previsões deste estudo, optou-se por tomar

como base o consumo corrigido do efeito de temperatura e do número de dias úteis.

O consumo final de electricidade para 2014, resulta do consumo de electricidade referido à produção

líquida deduzido das perdas esperadas da rede de transporte e distribuição, acrescido do montante do

autoconsumo previsto.

1.2 PREVISÃO DE LONGO PRAZO (2015-2030)

No longo prazo, o processo metodológico utilizado na elaboração dos cenários de evolução do consumo de

electricidade referido à produção líquida, em Portugal Continental, baseia-se na modelização do

comportamento do consumo final de electricidade nos diversos sectores de consumo de electricidade.

A previsão do consumo final de electricidade é dividida em três grandes sectores: sector da Indústria e

Agricultura, sector Terciário e sector Residencial. Foram testadas outras abordagens, mais ou menos

desagregadas, tendo-se concluído que a divisão do consumo nestes sectores apresenta resultados mais

consistentes.

As previsões realizadas utilizam como ‘input’ as perspectivas de evolução macroeconómica no longo

prazo, com identificação das variáveis relevantes para o crescimento económico em Portugal, numa

cenarização que tem em conta a evolução esperada da economia. As previsões da procura de electricidade

são desenvolvidas, considerando, em todos os anos do período de previsão, a hipótese de “temperatura

média”, combinada com diferentes cenários de crescimento económico. Com as previsões resultantes

deste estudo não se pretende quantificar com extremo rigor os consumos de electricidade, mas sim

apresentar um intervalo de evolução plausível para esses mesmos consumos.

As diferentes etapas do processo de previsão no longo prazo, desde a selecção e estimação de modelos

sectoriais de consumo final até à previsão do consumo referido à produção líquida sem e com medidas de

eficiência energética, encontram-se sistematizadas na Figura 48.


FIGURA 48 – ETAPAS DA PREVISÃO DE LONGO PRAZO. PERÍODO 2015-2030

Foram explorados diversos tipos de modelos, tendo sido desenvolvidos esforços no sentido da actualização

das metodologias de previsão que resultaram no aprofundamento:

• das técnicas econométricas lineares – com a implementação de modelos de Correcção de

Erros (MCE), estudo de cointegração e abordagem vectorial

• dos modelos econométricos com tendência não linear e

• dos modelos estruturais.

À semelhança de anos anteriores, a metodologia que produziu melhores resultados foi a dos modelos

estruturais.

1.2.1 MODELOS ESTRUTURAIS

Modelos estruturais univariados

Neste tipo de modelos uma série temporal pode ser decomposta em diversas componentes tipificadas:

nível, tendência e sazonalidade. À excepção da componente de nível, as restantes componentes podem ou

não estar presentes. Generalizando, o modelo estrutural básico pode ser definido como:

ttttY (2)

em que

ttt 1 (3)


ttt 1 (4)

e

t

s

j

jtt

1

1

(5)

As equações (3), (4) e (5) correspondem às componentes estruturais nível, tendência, e sazonalidade,

respectivamente. Os termos , , e definem perturbações aleatórias do tipo ruído branco,

independentes entre si, com média nula e desvios padrão não necessariamente iguais entre si. Como

extensão deste modelo básico é comum acrescentar a componente cíclica e/ou introduzir diferentes

especificações para a componente de tendência.

A estimação destes modelos é feita com base no filtro de Kalman que consiste num método de estimação

recursivo e que obriga à representação do modelo em termo de espaço de estados. Para mais detalhe

sobre esta metodologia consultar Costa (1995) ou Harvey (1989).

As variáveis residuais são particularmente importantes, uma vez que são elas que definem o tipo de série

que se está a modelizar. Se o desvio padrão de alguma das componentes aleatórias for nulo, isso indica

que esta passa a não ter qualquer interferência na equação em questão e que, portanto, a componente a

que pertence passa a ser do tipo determinístico. Um modelo estrutural pode variar tipologicamente entre

um modelo puramente determinístico - em que todas as componentes aleatórias têm desvio padrão nulo -

e um modelo totalmente estocástico – caso em que todas as perturbações aleatórias se caracterizam por

um desvio padrão não nulo – denominando-se neste caso por um modelo de tendência localmente linear.

Neste tipo de modelos a previsão é baseada nas estimativas para cada uma das componentes – , e -

estimadas para a última observação da amostra.

Modelos estruturais com variáveis explicativas

Se, para explicar a evolução de uma determinada variável, utilizarmos, para além das componentes

estruturais, uma ou diversas variáveis explicativas temos uma extensão considerável quer da metodologia

de base quer da capacidade explicativa/preditiva desses mesmos modelos. Ao mesmo tempo, e dado que

os coeficientes associados a cada uma das variáveis podem ser variáveis ao longo do tempo, sendo alvo de

um tratamento idêntico ao das componentes estruturais, este tipo de abordagem pode ser considerado

uma generalização do método OLS (Ordinary Least Squares).

Outra vantagem face ao OLS é que não é necessário testar a ordem de integração das variáveis envolvidas. Se

se partir de um modelo geral em que se admita a variabilidade temporal de todos os coeficientes e parâmetros

não se corre o risco de obter regressões espúrias uma vez que tal só acontece quando se impõe ao modelo que

alguns ou todos os componentes (nível, tendência, sazonalidade e coeficientes) sejam fixos ao longo da

amostra quando a sua não imposição seria mais acertada.


1.2.2 MODELOS ECONOMÉTRICOS SECTORIAIS ESTIMADOS

Após análise da performance preditiva dos diversos modelos estimados concluiu-se que os que

apresentaram melhores resultados foram os modelos estruturais causais cujos resultados são apresentados

de seguida segundo o sector de actividade.

1.2.2.1 SECTOR DA INDÚSTRIA E AGRICULTURA

Para a previsão do consumo de electricidade no sector da Indústria e Agricultura procedeu-se à estimação

do modelo estrutural com uma componente nível do tipo estocástico e uma componente declive do tipo

determinístico, configurando o que na literatura se denomina de processo de nível local com declive fixo.

Além destas componentes considerou-se a variável explicativa VAB da Indústria para explicar a evolução

da procura no sector da Indústria e Agricultura. Associada a esta variável assumiu-se um coeficiente do

tipo estocástico.

Para além da variável VAB foram incluídas variáveis tipo dummy para descontar o efeito de quebras na

série da procura não explicadas pelo VAB. Mais concretamente detectaram-se alterações no nível da série

em 1957 e 1977 bem como um outlier em 2009.

FIGURA 49 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DO MODELO ESTRUTURAL CAUSAL DA PROCURA DE ELECTRICIDADE DO SECTOR DA INDÚSTRIA E

AGRICULTURA

1.2.2.2 SECTOR TERCIÁRIO

No sector Terciário procedeu-se à estimação do modelo estrutural impondo todas as componentes como

sendo do tipo estocástico, configurando o que na literatura se denomina de processo localmente linear.

Além destas componentes considerou-se a variável explicativa PIB para explicar a evolução da procura no

sector e, associada a esta variável, assumiu-se um coeficiente do tipo estocástico.

E_Ind-RW-coef VAB_Ind

1960 1980 2000 2020

0.10

0.15

0.20

0.25

E_Ind-RW-coef VAB_Ind E_Ind-Intervention

1960 1980 2000 2020

-200

-100

0E_Ind-Intervention

E_Ind-Level

1960 1980 2000 2020

2500

5000

7500

10000E_Ind-Level E_Ind-Irregular

1960 1980 2000 2020

-2e-5

0

2e-5

E_Ind-Irregular


Detectaram-se alterações no nível da série em 1991 e 2003 pelo que foram introduzidas variáveis dummy

do tipo degrau nestes anos. O coeficiente associado a PIB é do tipo estocástico e apresenta um valor uma

trajectória ascendente e é estatisticamente diferente de zero considerando um nível de confiança de 95%.

FIGURA 50 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DO MODELO ESTRUTURAL CAUSAL DA PROCURA DE ELECTRICIDADE DO SECTOR TERCIÁRIO

1.2.2.3 SECTOR RESIDENCIAL

No caso do sector Residencial a variável explicativa considerada foi o Rendimento Disponível Bruto das

Famílias (RDBF). Procedeu-se à estimação do modelo estrutural impondo à semelhança do que aconteceu

no sector Terciário, todas as componentes sejam do tipo estocástico. O coeficiente associado a RDBF é do

tipo estocástico, apresenta uma trajectória ascendente e é estatisticamente diferente de zero

considerando um nível de confiança de 95%.

Foi incluída uma variável dummy do tipo impulso para entrar em linha de conta com a observação anormal

de 2008.

E_Serv-RW-coef PIB

1960 1970 1980 1990 2000 2010

0.025

0.050

0.075

0.100E_Serv-RW-coef PIB E_Serv-Level

1960 1970 1980 1990 2000 2010

0

500

1000

1500

2000E_Serv-Level

E_Serv-Slope

1960 1970 1980 1990 2000 2010

38.6572

38.6572

38.6572

38.6572

38.6572E_Serv-Slope E_Serv-Irregular

1960 1970 1980 1990 2000 2010

-1e-6

0

1e-6

E_Serv-Irregular


FIGURA 51 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DO MODELO ESTRUTURAL CAUSAL DA PROCURA DE ELECTRICIDADE DO RESIDENCIAL

1.3 MEDIDAS DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

Para o período de previsão, foram estudados os impactos sobre o consumo final de electricidade da

implementação de novas medidas de eficiência energética de 2014 em diante.

O PNAEE é constituído por um conjunto de programas e medidas de eficiência energética, num horizonte

temporal que se estende até ao ano de 2020. O plano é orientado para a gestão da procura energética,

conforme resulta da Directiva n.º 2006/32/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de Abril de

2006, relativa à eficiência na utilização final de energia e aos serviços energéticos.

Não foi possível aferir as poupanças esperadas desagregadas por sectores de consumo, pelo que a

quantificação do impacte das medidas de eficiência energética, sobre o consumo final de electricidade,

apenas se efectua em termos globais e não sectoriais.

Pressupondo o cumprimento na íntegra do objectivo do PNAEE para o sector eléctrico, assume-se uma

poupança anual de electricidade resultante de novas medidas de eficiência32 inseridas nesse plano, a

implementar a partir de 2014 até ao horizonte 2020.

De 2020 em diante assumem-se as poupanças previstas nos Planos de Promoção da Eficiência no Consumo

de Energia Eléctrica (PPEC) promovidos pela ERSE, à excepção do PPEC 2013-2014 para o qual não foi

possível obter informação sobre o consumo anual evitado.

32 Informação disponibilizada pela Direcção Geral de Energia e Geologia.

E_Dom-RW-coef RDBF

1960 1970 1980 1990 2000 2010

0.000

0.025

0.050

0.075

0.100

0.125E_Dom-RW-coef RDBF E_Dom-Level

1960 1970 1980 1990 2000 2010

1000

2000

3000E_Dom-Level

E_Dom-Slope

1960 1970 1980 1990 2000 2010

51.6139

51.6139

51.6139

E_Dom-Slope E_Dom-Irregular

1960 1970 1980 1990 2000 2010

-1e-6

0

1e-6

2e-6E_Dom-Irregular


1.4 PENETRAÇÃO DE VEÍCULOS ELÉCTRICOS

Para este estudo foi considerada a utilização do veículo eléctrico (VE) no parque automóvel nos segmentos

de ligeiros de passageiros e comerciais ligeiros, autocarros e motociclos de acordo com as seguintes

hipóteses de base:

• Até 2020 assume-se, em cada segmento, o número de veículos eléctricos previsto no PNAER, de

acordo com informação disponibilizada pela DGEG;

• A partir de 2020 considera-se que a evolução do parque automóvel assenta numa taxa média de

crescimento anual de 1% no cenário Superior, 0,6% no cenário Central e 0,35% no cenário

Inferior, em consonância com o respectivo cenário macroeconómico considerado;

• Assume-se que o consumo unitário em cada segmento evolui da seguinte forma:

o Veículos ligeiros: 1 440 kWh/carro até 2020. De 2020 a 2030 assume-se uma evolução

decrescente de 1 440 kWh/carro a 1 260 kWh/carro.

o Motociclos: 480 kWh/motociclo até 2020. De 2020 a 2030 assume-se um decréscimo no

consumo unitário de 480 kWh/motociclo a 360 kWh/motociclo.

o Autocarros: 14 400 kWh/autocarro até 2020. De 2020 a 2030 assume-se um decréscimo no

consumo unitário de 14 400 kWh/autocarro a 12 000 kWh/autocarro.


ANEXO III

Resultados complementares

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AIII.1

TABELA 4 – PONTAS ANUAIS DE CONSUMO E PONTAS DE VERÃO

FIGURA 52 – CRONOGRAMA DE EVOLUÇÃO DAS GRANDES CENTRAIS TÉRMICAS E HIDROELÉCTRICAS: TRAJECTÓRIA “BASE”

Cenário Central

Ano Ponta a) Ponta Agravada b) Ponta a) Ponta Agravada b)

2015 8690 9080 7150 7365

2016 8670 9060 7130 7345

2017 8735 9130 7185 7400

2018 8795 9190 7235 7450

2019 8860 9260 7285 7505

2020 8900 9300 7320 7540

2021 8990 9395 7390 7610

2022 9085 9495 7465 7690

2023 9180 9595 7545 7770

2024 9285 9705 7630 7860

2025 9400 9825 7725 7955

2030 10080 10535 8275 8525

Cenário Superior

Ano Ponta a) Ponta Agravada b) Ponta a) Ponta Agravada b)

2015 8750 9145 7200 7415

2016 8755 9150 7200 7415

2017 8845 9245 7275 7495

2018 8935 9340 7350 7570

2019 9020 9425 7420 7645

2020 9095 9505 7475 7700

2021 9215 9630 7575 7805

2022 9335 9755 7675 7905

2023 9465 9890 7775 8010

2024 9605 10040 7890 8130

2025 9750 10190 8010 8250

2030 10615 11095 8715 8975

a) Para condições standard de temperatura

b) Para um agravamento por efeito de temperatura com uma probabilidade de não excedência de 95%

Ponta Anual (Janeiro) MW Ponta de Verão (Julho) MW

Ponta Anual (Janeiro) MW Ponta de Verão (Julho) MW

Desclassificação de centrais existentes MW líq. 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

Sines

Pego

Novos centros produtores hídricos

171 rev

780 rev (Jul)

207 rev

251 rev

364 rev

225 rev

880 rev

555 rev

238

Daivões

576

Turbogás 990

Fridão

Alvito

1180

Foz - Tua

Venda Nova III

Girabolhos

Bogueira

Ribeiradio/Ermida 77

Qta. Laranjeiras + Feiticeiro (Baixo Sabor)

Salamonde II

31

Gouvães

Carvão-Ribeira

114

Alto Tãmega 160

AIII.2 Anexo III – Resultados detalhados

FIGURA 53 – ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS NA MÉDIA DOS REGIMES: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA

Carvão25,1%

Gás Natural9,3%

Hídrica24,3%

Eólica21,2%



1,2%

2015

Carvão8,6%

Gás Natural19,4%

Hídrica25,1%

Eólica21,3%



Importação4,8%

2020

Gás Natural26,9%

Hídrica24,5%

Eólica20,6%



Importação6,9%

2025

Gás Natural23,4%

Hídrica22,9%Eólica

20,8%



Importação11,7%

2030

Carvão16,4%

Gás Natural14,3%

Hídrica24,6%

Eólica20,6%



Importação3,0%

2025

Carvão15,5%

Gás Natural11,3%

Hídrica23,0%

Eólica20,8%



Importação8,2%

2030


a Gás


a Carvão

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AIII.3

FIGURA 54 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA

FIGURA 55 – ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS NA MÉDIA DOS REGIMES: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2020

2025

2030




0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2020

2025

2030

GWh

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2020

2025

2030




0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2020

2025

2030

GWh

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2020

2025

2030




0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2015

2020

2025

2030

GWh

Carvão25,3%

Gás Natural6,2%

Hídrica25,5%

Eólica21,8%



2020

Carvão23,0%

Gás Natural8,3%

Hídrica25,4%

Eólica21,4%



2025

a Gás a Carvão


AIII.4 Anexo III – Resultados detalhados

FIGURA 56 – ESTRUTURA DO PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA

FIGURA 57 – CRONOGRAMA DE EVOLUÇÃO DAS GRANDES CENTRAIS TÉRMICAS E HIDROELÉCTRICAS: “TESTE DE STRESS”

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

2020

2025




0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

2020

2025




0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2020

2025




Desclassificação de centrais existentes MW líq. 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030

Sines

Pego

Novos centros produtores hídricos

171 rev

780 rev (Jul)

207 rev

251 rev

Qta. Laranjeiras + Feiticeiro (Baixo Sabor)

Venda Nova III

Salamonde II

Foz - Tua

1180

576

Turbogás 990

Ribeiradio/Ermida 77


GLOSSÁRIO

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 G.1

SIGLAS E ABREVIATURAS

AIE Agência Internacional de Energia

AT Alta Tensão (superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV)

bbl Barril de petróleo

BP Banco de Portugal

CAE Contrato de Aquisição de Energia

CCGT Grupo de Turbina a Gás em Ciclo Combinado a gás natural

CCS Carbon Capture and Storage

CE Comissão Europeia

CIF Cost, Insurance and Freight

CO2 Dióxido de Carbono

CSP Concentrated Solar Power

DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia

DSPE Direcção de Serviços de Planeamento e Estatística (da DGEG)

EENS Expected Energy Not Supplied

ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

FMI Fundo Monetário Internacional

GN Gás Natural

GNL Gás Natural Liquefeito

ICP Índice de Cobertura probabilístico da Ponta

IEA International Energy Agency

INAG Instituto da Água

IPH Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica

LOLE Loss Of Load Expectation

MAT Muito Alta Tensão (superior a 110 kV)

MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade

NTC Net Transfer Capacity; De acordo com a definição ENTSO-E, corresponde à diferença entre a

capacidade máxima da interligação que não provoca congestionamentos em nenhum dos dois

sistemas e a capacidade que deve ser prevista para fazer face a situações de contingência na

exploração dos sistemas.

PCI Poder Calorífico Inferior

G.2 Glossário

PDIRT Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede Nacional de Transporte

PIB Produto Interno Bruto

PNAEE Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética

PNAER Plano Nacional de Acção para a Energias Renováveis

PNBEPH Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico

pp pontos percentuais

PRE Produção independente em Regime Especial

PRO Produção em Regime Ordinário

RARI Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações

RCM Resolução do Conselho de Ministros

RDBF Rendimento Disponível Bruto das Famílias

REE Red Eléctrica de España

REN Rede Eléctrica Nacional, S.A.

RMSA Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento

RND Rede Nacional de Distribuição de electricidade

RNTIAT Rede Nacional de Transporte (de gás), Infra-estruturas de Armazenamento e Terminais de

GNL

RNT Rede Nacional de Transporte de electricidade

rev Centrais hidroeléctricas com reversibilidade (bombagem)

RRT Regulamento da Rede de Transporte

SEN Sistema Eléctrico Nacional

tmca Taxa média de crescimento anual

UE União Europeia

USD Dólar dos Estados Unidos da América

VAB Valor acrescentado bruto

VE Veículos Eléctricos


ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 ITF.1

ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1 – Previsão dos valores mínimos indicativos da capacidade comercial de interligação ............... 12

Tabela 2 – Excesso de produção em períodos de vazio: Trajectória “Base” ...................................... 23

Tabela 3 – Excesso de produção em períodos de vazio: Análise de sensibilidade à procura ................... 33

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 – Evolução da procura de electricidade até 2030: cenário Central ........................................ 4

Figura 2 – Evolução do sistema electroprodutor até 2030: Trajectória “Base”..................................... 5

Figura 3 – Evolução previsional da potência instalada em PRE: Trajectória “Base” ............................... 6

Figura 4 – Evolução previsional da potência instalada em PRO: Trajectória “Base” .............................. 6

Figura 5 - Capacidade de recepção da RNT no horizonte 2023, tendo em conta o desenvolvimento da

rede considerado na proposta de PDIRT2014-2023 .................................................. 9

Figura 6 - Capacidade comercial de interligação Portugal – Espanha verificada nos anos de 2004,

2008, 2011 e 2013 ........................................................................................ 11

Figura 7 – Subestação de Chafariz (60 kV): comportamento da produção embebida - 2013 ................... 14

Figura 8 – Subestação de Portimão (60 kV): comportamento da produção embebida - 2013 .................. 15

Figura 9 – Balanços de Capacidade: Trajectória “Base” .............................................................. 16

Figura 10 – Evolução das componentes da oferta: Trajectória “Base” ............................................. 17

Figura 11 – Índice de cobertura probabilístico na Ponta anual (Janeiro): Trajectória “Base” ................. 17

Figura 12 - Necessidades de reserva operacional vs reserva secundária e reserva terciária instalada:

Trajectória “Base” ....................................................................................... 18

Figura 13 – Evolução do LOLE e EENS: Trajectória “Base” ........................................................... 19

Figura 14 – Estrutura do abastecimento dos consumos na média dos regimes: Trajectória “Base” .......... 20

Figura 15 – Estrutura da produção: Trajectória “Base” ............................................................... 21

Figura 16 – Contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto de

electricidade: Trajectória “Base” .................................................................... 22

Figura 17 – Excesso de produção nos períodos de vazio de 2020 – probabilidade de ser superado:


Figura 18 – Emissões de CO2 das centrais termoeléctricas: Trajectória “Base” .................................. 24

Figura 19 – Factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor: Trajectória “Base” ............... 25

Figura 20 – Consumo de combustíveis da produção termoeléctrica: Trajectória “Base” ....................... 26

ITF.2 Índices de Tabelas e Figuras

Figura 21 – Utilização das centrais termoeléctricas por tipo de combustível: Trajectória “Base” ........... 27

Figura 22 – Utilização da NTC (probabilidade de ser superada): Trajectória “Base” ............................ 28

Figura 23 – Evolução da procura de electricidade até 2030: Cenário Superior ................................... 29

Figura 24 – Ponta agravada vs potência instalada líquida: Análise de sensibilidade à procura vs


Figura 25 – Índice de cobertura probabilístico: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória

“Base” ..................................................................................................... 30

Figura 26 - Necessidades de reserva operacional vs reserva secundária e reserva terciária instalada:

Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ........................................ 30

Figura 27 – Evolução do LOLE e EENS: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ............. 31

Figura 28 – Estrutura da produção: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ................ 32

Figura 29 – Contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto de

electricidade: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ...................... 33

Figura 30 – Emissões de CO2 das centrais termoeléctricas: Análise de sensibilidade à procura vs


Figura 31 – Factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor: Análise de sensibilidade à

procura vs Trajectória “Base” ......................................................................... 34

Figura 32 – Consumo de combustíveis da produção termoeléctrica: Análise de sensibilidade à procura

vs Trajectória “Base” ................................................................................... 35

Figura 33 – Utilização das centrais termoeléctricas por tipo de combustível: Análise de sensibilidade

à procura vs Trajectória “Base” ....................................................................... 36

Figura 34 – Evolução do sistema electroprodutor até 2025: Análise de sensibilidade à oferta ................ 37

Figura 35 – Balanços de Capacidade: Análise de sensibilidade à oferta vs Trajectória “Base” ................ 37

Figura 36– Evolução da capacidade instalada em períodos de ponta anual: Análise de sensibilidade à

oferta vs Trajectória “Base” ........................................................................... 38

Figura 37 – Índice de cobertura probabilístico: Análise de sensibilidade à oferta ............................... 38

Figura 38 – Estrutura da produção: Análise de sensibilidade à oferta vs Trajectória “Base” .................. 39

Figura 39 – Emissões de CO2 das centrais termoeléctricas: Análise de sensibilidade à oferta vs


Figura 40 – Factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor: Análise de sensibilidade à

oferta vs Trajectória “Base” ........................................................................... 40

Figura 41 – Consumo de combustíveis da produção termoeléctrica: Análise de sensibilidade à oferta

vs Trajectória “Base” ................................................................................... 41

Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 ITF.3

Figura 42 – Utilização das centrais termoeléctricas por tipo de combustível: Análise de sensibilidade

à oferta vs Trajectória “Base” ......................................................................... 42

Figura 43 – Evolução do sistema electroprodutor até 2030: “Teste de Stress” ................................... 43

Figura 44 – Evolução previsional da potência instalada em PRE: “Teste de Stress” ............................. 44

Figura 45 – Evolução previsional da potência instalada em PRO: “Teste de Stress”............................. 44

Figura 46 – Índice de cobertura probabilístico: “Teste de Stress” .................................................. 45

Figura 47 – Etapas da previsão de curto prazo...................................................................... AII.2

Figura 48 – Etapas da previsão de longo prazo. Período 2015-2030 ............................................. AII.3

Figura 49 – Evolução das componentes do modelo estrutural causal da procura de electricidade do

sector da Indústria e Agricultura ................................................................... AII.5


sector Terciário ....................................................................................... AII.6


Residencial ............................................................................................. AII.7

Figura 52 – Cronograma de evolução das grandes centrais térmicas e hidroeléctricas: Trajectória

“Base” .................................................................................................. AIII.1

Figura 53 – Estrutura do abastecimento dos consumos na média dos regimes: Análise de sensibilidade

à procura ............................................................................................... AIII.2

Figura 54 – Estrutura da produção: Análise de sensibilidade à procura ......................................... AIII.3

Figura 55 – Estrutura do abastecimento dos consumos na média dos regimes: Análise de sensibilidade

à oferta ................................................................................................. AIII.3

Figura 56 – Estrutura do produção: Análise de sensibilidade à oferta ........................................... AIII.4

Figura 57 – Cronograma de evolução das grandes centrais térmicas e hidroeléctricas: “Teste de

Stress” .................................................................................................. AIII.4

ANEXO 2

Relatório sobre Qualidade de Serviço de 2013

1

Qualidade de Serviço

Introdução

O fornecimento de energia elétrica com um elevado nível de qualidade constitui uma necessidade

essencial para a satisfação da sociedade em geral e, em particular, um suporte para sustentar o

desenvolvimento das atividades económicas em condições competitivas num mercado cada vez mais

global.

Pelo Despacho n.º 5255/2006 (2ª série), de 30 de dezembro, foi aprovado o Regulamento da

Qualidade de Serviço que fixou os padrões mínimos de qualidade, de natureza técnica e comercial, a

que deve obedecer o serviço prestado pelas entidades com atividades no Sistema Elétrico Nacional –

SEN. Como consequência da entrada em vigor do novo RQS SE em 1 de janeiro de 2014, o relatório da

Qualidade de Serviço do setor elétrico 2013 corresponderá à última versão deste relatório a ser

publicada ao abrigo dos RQS publicado em 2006.

Os padrões de natureza técnica abrangem as questões relacionadas com a continuidade do

fornecimento de energia elétrica bem como as questões que se prendem com a qualidade da onda de

tensão que é colocada à disposição dos clientes.

De salientar que, no respeitante aos padrões de natureza comercial, que abrange a natureza e a

qualidade dos serviços que são prestados aos consumidores de energia elétrica (condições gerais de

atendimento, modalidades de atendimento, os centros de atendimento presencial, o atendimento

telefónico, o cumprimento do dever de informar os clientes, a assistência técnica e a avaliação da

satisfação dos clientes), é matéria cujas propostas regulamentares e respetivo acompanhamento são

da competência da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos – ERSE.

A Qualidade de Serviço Técnico debruça-se sobre os aspetos de continuidade de serviço e de

qualidade da onda de tensão, e podem variar com as circunstâncias locais de acordo com a

classificação das seguintes 3 zonas geográficas:

Zona A – capitais de distrito e localidades com mais de 25.000 clientes;

Zona B – localidades com um número de clientes compreendidos entre 2.500 e 25.000;

Zona C – os restantes locais.

Os operadores da rede de transporte e das redes de distribuição devem manter vigilância sobre a

evolução das perturbações nas respetivas redes, e são responsáveis perante os clientes ligados às

redes pela qualidade de serviço técnica.

As entidades com instalações elétricas fisicamente ligadas às redes são responsáveis pelas

perturbações por si causadas ao funcionamento daquelas, ou nos equipamentos de outras instalações

elétricas, estando fixados no Anexo III do RQS a metodologia de cálculo dos respetivos limites máximos

das seguintes perturbações da onda de tensão: tremulação (flicker), distorção harmónica e

desequilíbrio do sistema trifásico de tensão.

2

O RQS define as características da onda de tensão a monitorizar pelos operadores da rede de

transporte e das redes de distribuição. A qualidade da onda de tensão é apurada através da análise das

ações de monitorização das seguintes características:

Frequência;

Valor eficaz da tensão;

Cavas de tensão;

Tremulação (flicker);

Desequilíbrio do sistema trifásico de tensão;

Distorção harmónica.

Continuidade de serviço

Interrupções

O fornecimento de energia elétrica, bem como a prestação do serviço de transporte e de distribuição,

podem ser interrompidos por casos fortuitos ou de força maior ou por acordo com o cliente, bem

como por outras razões caracterizadas no Regulamento de Relações Comerciais.

Para efeitos de determinação dos indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço só se

consideram as interrupções de longa duração (superior a 3 minutos).

Os procedimentos a observar no registo e classificação das interrupções constam do Anexo II do RQS.

Indicadores gerais da continuidade de serviço

Tanto para a rede de transporte como para as redes de distribuição, os indicadores gerais só

consideram as interrupções com origem nas redes do respetivo operador, excluindo-se aquelas com

origem em instalações de clientes que não interrompam outros clientes.

Os procedimentos a observar no cálculo dos indicadores gerais de continuidade de serviço constam do

Anexo II ao RQS.

Indicadores gerais da continuidade de serviço do operador da rede de transporte

O operador da rede de transporte deve proceder anualmente à caracterização da sua rede,

determinando os seguintes indicadores gerais:

ENF – Energia não fornecida, em MWh: A cada interrupção no fornecimento ou entrega de

energia elétrica associa-se uma estimativa de energia não fornecida, efetuada com base na

potência cortada no início da interrupção e na duração da interrupção. Como um cliente não

ligado diretamente ao ponto da rede de transporte afetado, não pode ser ligado

instantaneamente, verifica-se um atraso na ligação que depende do grau de automatização

das subestações da rede de distribuição em AT e MT, pelo que a ENF é dividida em 3 parcelas,

3

a primeira da responsabilidade direta do operador da rede de transporte, a segunda da

responsabilidade indireta do operador da rede de transporte, e a terceira do operador da rede

de transporte em AT e MT;

TIE – Tempo de interrupção equivalente, em minutos: O TIE representa o tempo de

interrupção da potência média fornecida expectável num ano (no caso de não ter havido

interrupções);

SAIFI – Frequência média de interrupções do sistema: O SAIFI representa o número médio de

interrupções anuais verificadas nos pontos de entrega;

SAIDI – Duração média das interrupções do sistema, em minutos: O SAIDI representa a

duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega num ano;

SARI – Tempo médio de reposição de serviço, em minutos: O SARI representa o tempo médio

de reposição de serviço num ano;

MAIFI - Frequência Média de Interrupções Curtas do Sistema: corresponde ao número médio

de interrupções acidentais de tempo superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual 3

minutos verificadas nos pontos de entrega num determinado intervalo de tempo.

Indicadores gerais da continuidade de serviço do operador das redes de distribuição de

média tensão

O operador da rede de distribuição deve determinar, anualmente, e de acordo com a classificação das

zonas geográficas (A, B e C) e com discriminação dos índices por interrupções previstas e acidentais,

proceder à caracterização das suas redes, os seguintes indicadores gerais:

TIEPI – Tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em horas por ano: O TIEPI

representa o tempo de interrupção equivalente da potência por zona geográfica do operador

da rede de distribuição;

SAIFI – Frequência média de interrupções do sistema: O SAIFI da rede de MT representa o

número médio de interrupções verificadas por ano, por zona geográfica do distribuidor

vinculado nos pontos de entrega (PTD ou PTC).

SAIDI – Tempo médio das interrupções do sistema, em minutos: O SAIDI da rede de MT

representa a duração média anual das interrupções verificadas por zonas geográficas do

operador da rede de distribuição nos pontos de entrega (PTD e PTC).

END – Energia não distribuída, em MWh (este indicador é calculado globalmente e não por

zonas geográficas): O END representa o valor estimado da energia não distribuída nos pontos

de entrega, durante um ano, devido a interrupções de fornecimento.

Indicadores gerais da continuidade de serviço do operador das redes de distribuição em

baixa tensão

O operador da rede de distribuição deve determinar, anualmente, e de acordo com a classificação das

zonas geográficas (A, B e C) e com discriminação dos índices por interrupções previstas e acidentais, os

seguintes indicadores gerais:

SAIFI – Frequência média de interrupções do sistema: O SAIFI da rede de BT representa o

número médio de interrupções verificadas por zona geográfica do operador da rede de

distribuição por ano, nos pontos de entrega (clientes BT).

4

SAIDI – Tempo médio das interrupções do sistema, em minutos: O SAIDI da rede de BT

representa a duração média anual das interrupções verificadas por zonas de rede do operador

da rede de distribuição nos pontos de entrega (clientes de BT).

Qualidade de onda de tensão

As características da onda de tensão, de alimentação nos pontos de energia, em condições normais de

exploração, devem respeitar:

Em MAT e AT, o disposto no anexo IV do RQS;

Em MT e BT o disposto na NP EN 50160 e os procedimentos de caracterização das cavas de

tensão estabelecidas no Anexo IV do RQS.

Os operadores das redes de transporte e de distribuição devem proceder à caracterização da tensão

nas redes, devendo efetuar medições das seguintes características da tensão:

Frequência, valor eficaz, cavas, tremulação, desequilíbrio do sistema trifásico e distorção

harmónica.

O operador da rede de transporte deve efetuar a medição da qualidade da onda de tensão em todos

os pontos de entrega em MAT e AT, num período máximo de 2 anos.

Os operadores da rede de distribuição devem efetuar a medição da qualidade da onda de tensão:

Nas redes de AT e MT, em todos os barramentos de MT de todas as subestações AT/MT, num

período máximo de 4 anos;

Nas redes de BT, nos barramentos de BT de pelo menos 2 postos de transformação de cada

concelho, num período de 4 anos.

Os operadores das redes de transporte e de distribuição podem declarar a existência de dificuldades

pontuais para o cumprimento dos padrões de qualidade geral ou individuais fixados no RQS,

submetendo à aprovação da DGEG um plano de melhoria da qualidade de serviço, o qual, depois de

aprovado, ouvida a ERSE, é fiscalizado por esta entidade reguladora.

Qualidade de serviço na Rede de Transporte

No quadro seguinte indicam-se os valores dos indicadores registados na RNT no ano de 2013, e de

seguido apresentam-se os gráficos com a sua evolução nos últimos 10 anos.

5

Fonte: REN (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)

Energia Não Fornecida – ENF

Tempo de Interrupção Equivalente – TIE

Frequência Média de Interrupções Longas do Sistema – SAIFI

Frequência Média de Interrupções Curtas do Sistema – MAIFI

Duração Média das Interrupções do Sistema – SAIDI

Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema – SARI

Fonte: REN (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)

6

Fonte: REN (Relatório de Qualidade de Serviço 201 3)

Conclusões sobre a qualidade de serviço na rede de transporte

Em termos globais, a evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço mostram que o

ano 2013 foi aquele em que a RNT apresentou o segundo melhor desempenho dos indicadores da

qualidade de serviço.

Ao nível da continuidade de serviço, no ano de 2013 a REN registou 3 interrupções de longa

duração (superior a 3 min) resultando numa ENF de 8,6 MWh, verificando-se um agravamento face

a 2012 no qual não se registaram quaisquer interrupções de longa duração.

Em 2013, a grande maioria das interrupções de serviço que ocorreram tem uma duração inferior a

30 minutos e está associada a um corte de potência que não ultrapassa os 100 MW (1,2 % da ponta

de consumo registada em 2013). Na maioria (95%) dos pontos de entrega de energia elétrica da

RNT não se registaram, nos últimos cinco anos, qualquer interrupção de duração superior a 3

minutos. Em 2013 verificaram-se 3 interrupção de duração superior a 3 minutos nos PdE.

Em 2013, os indicadores SAIFI, SAIDI e MAIFI registaram um ligeiro agravamento face a 2012, no

entanto os resultados são melhores do que a média dos últimos 5 anos.

Em relação à qualidade da onda de tensão, os níveis médios das perturbações registadas são

relativamente baixos, estando abaixo dos limites regulamentares. A taxa de realização do plano de

monitorização foi de 93%, valor superior ao verificado em 2012.

Qualidade de serviço na Rede de Distribuição

Rede AT

O quadro seguinte apresenta os valores associados às interrupções verificados em 2013 na rede AT, e

a comparação com os valores verificados em 2012:

Indicadores 2012 2013 % 13/12 Interrupções sem afetação de clientes 226 254 +12,4%

Interrupções Acidentais Curta Duração (t≤3) 425 550 +29,4%

Interrupções Acidentais Longa Duração (t>3) 154 161 +4,5%

7

Total de Interrupções Acidentais AT 805 965 +19,9%

Fonte: EDP Distribuição (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)

Indicadores 2012 2013 % 13/12

Interrupções Previstas Curta Duração 8 9 +12,5%

Interrupções Previstas Longa Duração 105 131 +24,8%

Total Interrupções Previstas AT 113 135 +19,5%


Rede BT

O quadro seguinte apresenta a evolução nos últimos dois anos dos indicadores TIEPI MT, Energia Não

Distribuída (END), Frequência e Duração Média das Interrupções (SAIFI e SIADI), para os incidentes

com duração superior a 3 minutos considerando-se todos os incidentes, independente da sua origem:

Indicadores 2012 2013 % 13/12

TIEPI MT (min) 58,20 70,07 +20,4%

END (MWh) 3 943,81 4 748,63 +20,4%

SAIFI MT (nº) 1,75 2,00 +14,5%

SAIDI MT (min) 87,77 104,61 +19,2%


No quadro seguinte apresentam-se os indicadores discriminados por interrupções acidentais e

previstas e por zonas A, B e C, para o ano de 2013:

Indicadores Zona A Zona B Zona C

2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12

TIEPI MT (min)

Acidentais 28,3 30,29 +7,0% 49,25 56,26 +14,2% 80,00 97,72 +22,2%

Previstas 0,09 0,41 +355,6% 0,38 0,38 - 0,88 2,21 +151,1%

END (MWh) Acidentais 446,67 481,27 +7,7% 1 029,07 1 186,90 +15,3% 2 431,13 2 997,03 +23,3%

Previstas 1,49 6,92 +364,4% 8,29 8,02 -3,3% 27,15 68,49 +152,3%

SAIFI MT (nº) Acidentais 0,80 0,86 +7,5% 1,32 1,46 +10,6% 2,02 2,32 +14,9%

Previstas 0,01 0,01 - 0,02 0,03 +50,0% 0,05 0,08 +60,0%

SAIDI MT (min)

Acidentais 33,71 35,71 +5,9% 61,33 70,29 +14,6% 105,61 126,64 +19,9%

Previstas 0,19 0,36 +89,5% 0,70 0,92 +31,4% 1,50 2,70 +80,0%


Rede BT

O quadro seguinte apresenta a evolução nos últimos dois anos dos indicadores TIEPI MT, Energia Não

Distribuída (END), Frequência e Duração Média das Interrupções (SAIFI e SIADI), para os incidentes

com duração superior a 3 minutos considerando-se todos os incidentes, independente da sua origem:

Indicadores 2012 2013 % 13/12

SAIFI BT (nº) 1,88 2,01 +6,6%

SAIDI BT (min) 95,83 108,61 +13,3%


No quadro seguinte apresentam-se os indicadores discriminados por interrupções acidentais e

previstas e por zonas A, B e C, para o ano de 2013:

Indicadores Zona A Zona B Zona C

2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12

SAIFI BT (nº) Acidentais 0,96 1,04 +8,3% 1,53 1,46 -4,6% 2,38 1,46 -38,7%

Previstas 0,06 0,05 -16,7% 0,08 0,07 -12,5% 0,13 0,07 -46,2%

8

SAIDI BT (min) Acidentais 46,86 48,37 +3,2% 69,66 73,07 +4,9% 127,90 73,07 -42,9%

Previstas 3,63 2,33 -35,8% 4,10 3,20 -22,0% 4,14 3,20 -22,7%


Conclusões sobre a qualidade de serviço na rede de distribuição

Em 2013 verificou-se um agravamento dos principais indicadores de qualidade de serviço técnica,

em boa parte devido à ocorrência de condições atmosféricas extremamente adversas registadas

nos meses de janeiro e de dezembro (exemplo: Tempestade Gong), que influenciaram

negativamente a evolução de alguns dos indicadores.

Na rede AT, face a 2012, verificou-se um aumento de cerca de 20% do número total de

Interrupções Acidentais AT e igual aumento do número total de Interrupções Previstas AT. De

referir também que, excluídos os eventos de caráter excecional, em 2013 não se registaram

incidentes relevantes na rede AT.

Na rede MT, face a 2012, também se verificou um agravamento dos valores dos indicadores de

continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as condições atmosféricas

adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013 (TIEPI +20,4%, END +20,4%, SAIFI +14,5%

e SAIDI 19,2%). Em termos regionais registou-se igualmente um aumento em todos indicadores em

quase todos os distritos, com exceção dos distritos de Faro, de Évora e de Lisboa.

Igualmente na rede BT, face a 2012, verificou-se um agravamento dos valores dos indicadores de

continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as condições atmosféricas

adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013 (SAIFI +6,6% e SAIDI 13,3%). Em termos

regionais registou-se uma melhoria em alguns dos indicadores, em especial nas zonas B e C.

Em termos da qualidade da onda de tensão das instalações da EDP Distribuição, verificou-se uma

distribuição regional equilibrada, conforme o estabelecido no RQS Portugal Continental. Das ações

de monitorização trimestrais registaram-se situações pontuais de não conformidade dos valores de

amplitude de tensão, de tremulação e das tensões harmónicas. No que respeita aos resultados do

programa de monitorização permanente, em 2013 verificou-se um reforço da abrangência deste

programa e registaram-se algumas situações pontuais de não conformidade dos valores de

tremulação e das tensões harmónicas.

relatório de monitorização da segurança de abastecimento ... · de produção, transporte,...

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