Avaliação dos Riscos que afetam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal

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1 Relatório sobre Avaliação dos Riscos que afetam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período f e v e r e i r o d e

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3 SUMÁRIO EXECUTIVO Enquadramento O Regulamento Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de outubro, adiante designado por Regulamento, estabelece as disposições destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento e o correto funcionamento do mercado de gás natural, de acordo com três objetivos a ter em consideração na avaliação de riscos: A segurança do aprovisionamento através do estabelecimento de um enquadramento que permita o abastecimento físico contínuo de gás natural, independentemente das condições ótimas de funcionamento do mercado; A solidariedade e cooperação ao nível regional com o objetivo de identificar possíveis riscos a nível nacional e regional, de forma a potenciar o reforço da segurança e a integridade do mercado europeu de energia; A avaliação de riscos deve contemplar uma abordagem económica, garantindo a segurança do aprovisionamento a um custo razoável e proporcional, sem impor externalidades exageradas aos agentes do sector. A Autoridade Competente designada por cada Estado-Membro, no caso português a Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), efetuou a avaliação dos riscos que afetam a segurança de aprovisionamento de gás natural, contando para o efeito com a cooperação das empresas de gás natural. Este documento utilizou os estudos prospetivos efetuados em 2014 para o sector do gás natural no contexto do RMSA-GN , apresentando-se no Anexo I os cenários e os pressupostos que serviram de base à elaboração do RMSA-GN Em estudos de avaliação de risco não devem ser consideradas as pontas e a procura dos cenários central e inferior. A avaliação dos riscos procurou ainda incorporar as normas e as boas práticas internacionais, bem como as recomendações do Joint Research Centre (da Comissão Europeia) ao relatório de avaliação dos riscos elaborado em 2012, e cujo documento pode ser consultado em anexo a este relatório (Anexo II). Este relatório foi alvo de consulta às principais entidades nacionais do setor do gás natural e incorporou, nesta versão, os comentários relevantes recebidos. Regulamento (UE) Nº 994/2010 A avaliação de riscos deverá ter em consideração as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes, como seja a dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos de entrada e saída do Estado-Membro, a presença de armazenamento e o papel do gás no cabaz energético, em particular no que se refere à produção de eletricidade e ao funcionamento da indústria. Para esta avaliação, foram elaborados cenários com procura excecionalmente elevada e contextos de perturbação do aprovisionamento de gás decorrentes da falha das principais infraestruturas de oferta. A norma relativa às infraestruturas determina que deverão ser tomadas todas as medidas necessárias para que, caso se verifique uma interrupção da maior infraestrutura de gás (critério N-1), as restantes infraestruturas possam garantir Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período SE 1

4 o abastecimento da procura total de gás durante um dia de procura excecionalmente elevada do cenário segurança de abastecimento cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos (1/20). Para a avaliação do cumprimento do critério N-1, não foram consideradas medidas de atuação do lado da procura por não existir atualmente um quadro regulamentar que permita a aplicação destas medidas com base no mercado, condição indispensável para que os respetivos volumes sejam considerados na aplicação deste critério. A norma relativa ao aprovisionamento descreve um conjunto de casos extremos de referência em que deverá ser salvaguardado o aprovisionamento de gás natural a um conjunto de clientes considerados particularmente vulneráveis, denominados de clientes protegidos. De acordo com o regulamento, os clientes protegidos abrangem os clientes domésticos ligados a uma rede de distribuição de gás, podendo ser acrescidos das pequenas e médias empresas e serviços essenciais de carácter social, desde que estes não representem mais do que 20% da utilização final do gás, opção esta que foi tomada pela Autoridade Competente. Não obstante os casos genéricos indicados no regulamento, os Estados-Membros podem adotar normas adicionais de reforço do aprovisionamento, bem como outras obrigações adicionais baseadas na avaliação de risco. Tendo em vista a utilização das reservas de segurança previstas no artigo 52º do Decreto-Lei n.º 231/2012 de 26 de outubro, considerou-se ainda que para proteção do sistema electroprodutor nacional face às necessidades efetivas de consumo devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutoras do regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo. Critérios de risco Para o estabelecimento dos critérios de risco, identificaram-se os cenários de perturbação do aprovisionamento de gás decorrentes da falha da principal infraestrutura de oferta em Portugal e os cenários de procura excecionalmente elevada dos clientes protegidos. Norma relativa às infraestruturas (artigo 6º do Regulamento) De modo a avaliar a suficiência da RNTIAT para assegurar o abastecimento da procura na ocorrência de uma falha do Terminal GNL de Sines, que constitui a maior componente de oferta, foi calculado o balanço de capacidade para a ponta extrema de consumos do cenário de segurança do abastecimento, com desclassificação e sem desclassificação da central térmica de Sines a carvão. No lado da oferta foram consideradas as capacidades máximas diárias de cada uma das componentes, com exceção da capacidade da maior infraestrutura individual de gás (TGNL de Sines) no cenário N-1. Apresentam-se na tabela seguinte os balanços de capacidade relativos ao cenário N-1, com desclassificação e sem desclassificação da central térmica de Sines a carvão. SE 2 Sumário Executivo

5 Avaliação do Artº 6º - Normas relativas às IE Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) c/ desclassificação central Sines a carvão 282,9 282,4 287,7 345,7 Mercado convencional 163,8 166,5 169,0 171,5 Sector eléctrico - Com desclassificação central Sines a carvão 119,1 116,0 118,7 174,2 Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) s/ desclassificação central Sines a carvão 282,9 282,4 287,7 289,4 Mercado convencional 163,8 166,5 169,0 171,5 Sector eléctrico - Sem desclassificação central Sines a carvão 119,1 116,0 118,7 117,9 Capacidade de oferta 472,7 515,6 521,3 521,3 Terminal GNL de Sines 222,8 222,8 228,5 228,5 Interligação de Campo Maior/Badajoz 134,2 134,2 134,2 134,2 Interligação de Valença do Minho/Tui 30,0 30,0 30,0 30,0 Armazenamento Subterrâneo (Carriço) 85,7 128,6 128,6 128,6 Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines com desclassificação central Sines a carvão Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines 222,8 222,8 228,5 228,5 Saldo de capacidade -33,0 10,4 5,1-52,9 N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura 88% 104% 102% 85% Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines sem desclassificação central Sines a carvão Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines 222,8 222,8 228,5 228,5 Saldo de capacidade -33,0 10,4 5,1 3,4 N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura 88% 104% 102% 101% Unid. GWh/d Da análise da tabela verifica-se que em ambos os cenários (de desclassificação e de não desclassificação da central térmica de Sines a carvão), a capacidade atual existente na RNTIAT é insuficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 no ano 2015, decorrente da eventual falha do Terminal GNL em simultâneo com uma ponta de consumos excecionalmente elevada (Ponta Extrema 1/20 do Cenário Segurança do Abastecimento),verificando-se um saldo de capacidade deficitário de 33 GWh/d, equivalente a uma margem de cobertura de 88%. A otimização da estação de gás do AS do Carriço em 2016 irá oferecer uma capacidade adicional de 42,9 GWh/d (diferença de 128,6 GWh/d para 85,7 GWh/d), permitindo deste modo o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016 e 2017 em ambos os cenários (de desclassificação e não desclassificação da central térmica de Sines a carvão). No entanto, deve referir-se que os saldos de capacidade e as margens de cobertura obtidos em 2016 e 2017 são reduzidos, cifrando-se em 10,4 e 5,1 GWh/d, e 104% e 102%, respetivamente. No ano de 2018, no cenário de desclassificação da central térmica de Sines a carvão, irá verificar-se um aumento da ponta do sector elétrico, e deste modo a capacidade de oferta será insuficiente para o cumprimento do critério N-1. O saldo negativo de capacidade será de 52,9 GWh/d, correspondente a uma margem de cobertura de 85%. No cenário de não desclassificação da central térmica de Sines a carvão, verifica-se que a capacidade existente na RNTIAT é suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 no ano de 2018, registando-se um índice de cobertura de 101% e um saldo de capacidade de 3,4 GWh/d. Norma relativa ao aprovisionamento (artigo 8º do Regulamento) No caso da norma relativa ao aprovisionamento avaliaram-se também os cenários de evolução da procura com desclassificação e sem a desclassificação da central térmica de Sines a carvão, através da determinação das necessidades de capacidade de armazenamento para um período de 30 dias de procura de gás excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja de uma vez em 20 anos (1/20). Apresenta-se na tabela seguinte a avaliação do cenário de 30 dias de procura excecionalmente elevada (1/20 anos). Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período SE 3

6 Avaliação do Artº 8º - Norma relativa ao aprovisionamento Necessidades de Reservas de Segurança 30 dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - c/ desclassificação da central de Sines a carvão Clientes protegidos do mercado convencional Mercado eletricidade (s/ Turbogás e s/ Lares) c/ desclassificação da central de Sines a carvão dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - s/ desclassificação da central de Sines a carvão Clientes protegidos do mercado convencional Mercado eletricidade (s/ Turbogás e s/ Lares) s/ desclassificação da central de Sines a carvão Capacidade de armazenamento Terminal GNL de Sines Armazenamento Subterrâneo do Carriço Saldo de armazenamento do AS do Carriço - c/ desclassificação da central de Sines a carvão Saldo de armazenamento da RNTIAT - c/ desclassificação da central de Sines a carvão Saldo de armazenamento do AS do Carriço - s/ desclassificação da central de Sines a carvão Saldo de armazenamento da RNTIAT - s/ desclassificação da central de Sines a carvão Necessidades de Armazenamento no TGNL de Sines (c/ ou s/ desclassificação da central de Sines a carvão Unid. GWh Da análise da tabela apresentada, constata-se que durante todo o período em análise (de 2015 a 2018) a RNTIAT estará dotada da capacidade de armazenamento suficiente para a constituição da totalidade das necessidades de reservas de segurança, em ambos os cenários. No período compreendido entre os anos 2015 e 2018 o AS do Carriço terá uma capacidade de armazenamento suficiente para a constituição da totalidade das reservas de segurança em ambos os cenários, o que significa que não existe necessidade de se recorrer à capacidade disponível no TGNL de Sines para constituição destas reservas. Para além da capacidade necessária para o armazenamento da totalidade das reservas de segurança de gás natural o AS do Carriço disponibilizará ainda uma capacidade de armazenamento adicional para uso comercial de 1355 GWh em 2015 a 253 GWh ou 1177 GWh em 2018, consoante ocorra ou não a desclassificação da central a carvão de Sines, respetivamente. Deste modo, a capacidade de armazenamento disponível no AS do Carriço é suficiente para garantir o armazenamento das Reservas de Segurança, de acordo com a norma relativa ao aprovisionamento (artigo 8º do Regulamento) e Decreto-Lei nº 231/2012. Identificação dos riscos Identificaram-se e sistematizaram-se os riscos com impacto potencial para o aprovisionamento do Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN), sem a preocupação de estudar os cenários concretos ou a sua severidade e probabilidade de ocorrência. Os riscos podem classificar-se em riscos técnicos, riscos políticos, riscos económicos e riscos ambientais, podendo resultar de situações acidentais ou de atos intencionais. SE 4 Sumário Executivo

7 Análise dos cenários de risco Analisaram-se os cenários com impacto direto ou potencial para o aprovisionamento de GN em Portugal e para o funcionamento adequado do SNGN, quer sejam resultado de acidentes ou atos intencionais, que ocorram em Portugal ou em países terceiros fornecedores ou transportadores de GN. Os cenários de risco regional que afetam o aprovisionamento de gás em Portugal e em Espanha também foram analisados. Na tabela seguinte apresentam-se os 16 cenários de risco identificados, bem como a estimativa de probabilidade e severidade associada a cada um deles. Cenário Descrição do Cenário de Risco Probabilidade Severidade 1 Falha na infraestrutura do TGNL de Sines 1 a) Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, com existências de GNL nos tanques Elevada Muito Baixa 1 b) Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques Média Média 1 c) Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração máxima de 24 horas Média Baixa 1 d) Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a dia Baixa Elevada 1 e) Indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna Média Baixa 2 Falha na interligação de Campo Maior Baixa Média 3 Falha na interligação de Valença do Minho Baixa Baixa 4 Falha na infra-estrutura do AS do Carriço 4 a) Indisponibilidade de movimentação de gás comercial por parte dos comercializadores do SNGN Baixa Média 4 b) Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a partir do AS do Carriço Baixa Muito Elevada 5 Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros Média Elevada 6 Ruptura no gasoduto principal de transporte da RNTGN 6 a) Cenário de ruptura em local que pela configuração de fluxos de transporte de gás na RNTGN não comprometem de modo relevante o abastecimento do SNGN Baixa Média 6 b) Cenário de ruptura em locais críticos ou de potencial congestionamento da RNTGN Baixa Elevada 7 Cenários de riscos regionais (Península Ibérica) 7 a) Falha no aprovisionamento de países terceiros que afectem a Península Ibérica Baixa Média 7 b) Cenário de falha na interligação de Tarifa Baixa Média 7 c) Rutura nos gasodutos Al Andalus ou Extremadura Baixa Média 7 d) Cenário de avaria na EC de Almendralejo Baixa Média Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período SE 5

8 Avaliação dos riscos Os cenários de risco são considerados aceitáveis quando se encontrarem inseridos na zona colorida a amarelo e a verde na matriz de análise de risco, correspondendo respetivamente a Riscos Médios e a Riscos Reduzidos. São riscos que, pela sua correlação de probabilidade e severidade não comprometem o fornecimento de GN ao SNGN. Por outro lado, os riscos identificados são considerados inaceitáveis quando se encontrarem classificados na zona colorida a vermelho na matriz de análise de risco. São riscos que, pela sua correlação de probabilidade e severidade comprometem o fornecimento de GN ao SNGN, obrigando a medidas de atuação do lado da procura, designadamente recorrendo à interrupção de parte dos consumos do SNGN. Na figura seguinte apresenta-se o diagrama matriz de risco na qual são enquadradas as zonas de Risco Elevado, Risco Médio e Risco Reduzido, bem como a zona de fronteira de aceitabilidade dos cenários de risco para o SNGN. Muito Elevada SEVERIDADE Muito Elevada Elevada Média Baixa Muito Baixa PROBABILIDADE Elevada 1 a) Média 5 1 b) 1 c) 1 e) Baixa 4 b) 1 d) 6 b) 2 4 a) 6 a) 7 a) 7 b) 7 c) 7 d) 3 Muito Baixa Verifica-se que os cenários de risco analisados encontram-se todos na zona aceitável da matriz de risco, não tendo sido identificado qualquer cenário na zona de risco elevado/não aceitável. Os cenários 1 a), 1 c), 1 e), 2, 3, 4 a), 6 a), 7 a), 7 b), 7 c) e 7 d) apresentam um risco reduzido (zona a cor verde) e os cenários 1 b), 1 d), 4 b), 5 e 6 b) apresentam um risco médio (zona a cor amarela). SE 6 Sumário Executivo

9 Conclusões No cenário de desclassificação da central térmica de Sines a carvão o critério N-1 do Artigo 6º do Regulamento N.º 994/2010 não será cumprido nos anos 2015 e A concretização da expansão da instalação de superfície do AS do Carriço no final de 2015 permitirá garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos de 2016 e No cenário de não desclassificação da central térmica de Sines a carvão, verifica-se que a capacidade existente na RNTIAT é suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016, 2017 e A Autoridade Competente (DGEG) entendeu que a definição de clientes protegidos para o caso português, conforme descrição do Regulamento deve contemplar não só os clientes domésticos, mas também um conjunto alargado de clientes não-domésticos, como sejam as PME e os serviços e indústrias de carácter essencial, até ao limite de 20% do consumo total. Adicionalmente, esta entidade considerou que, para o sistema electroprodutor nacional fazer face às necessidades efetivas de consumo, devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutores em regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo. A capacidade de armazenamento das cavidades subterrâneas de gás no complexo do Carriço é suficiente para que, no prazo em análise deste relatório ( ), o SNGN seja capaz de superar eventuais situações críticas prolongadas no tempo, garantindo o aprovisionamento de GN aos clientes protegidos e ao Sistema Elétrico Nacional (SEN). A avaliação de risco realizada, com base nos impactos potenciais dos cenários identificados e no histórico dos principais incidentes verificados no SNGN desde a introdução do gás natural em Portugal, permite concluir que os 16 cenários identificados assumem níveis de severidade e de probabilidade de ocorrência que se traduzem em riscos de nível médio e reduzido, isto é, dentro da zona aceitável do diagrama matriz de risco. As medidas a tomar no curto prazo e até à próxima revisão da avaliação de risco constarão da proposta de Plano Preventivo de Ação. Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período SE 7

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11 ÍNDICE SUMÁRIO EXECUTIVO... 1 CAPÍTULO I Contexto da Avaliação de Risco do SNGN Objetivos do relatório Enquadramento Regulamentar Caraterização e parâmetros do SNGN Mercado Procura Oferta Infraestruturas Descrição das infraestruturas da RNTIAT Utilização das infraestruturas Acordos Regionais Estabelecimento dos Critérios de Análise de Risco Artigo 6º - norma relativa às infraestruturas (N-1) Artigo 8º - norma relativa ao aprovisionamento (Clientes Protegidos) CAPÍTULO II Riscos do SNGN Identificação dos Riscos Análise dos Riscos Identificação dos Cenários de Risco Probabilidade e Severidade dos Cenários de Risco Definição dos níveis de probabilidade Definição dos níveis de severidade Determinação da probabilidade e da severidade dos cenários identificados Avaliação dos Riscos - Matriz da Avaliação de Risco Definição da zona aceitável de Risco CAPÍTULO III Conclusões Conclusões GLOSSÁRIO ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS ANEXO I Pressupostos RMSA GN 2014 ANEXO II Comentários JRC ao relatório de avaliação dos riscos de 2012 Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

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13 CAPÍTULO I Contexto da Avaliação de Risco do SNGN 1. OBJETIVOS DO RELATÓRIO Dando cumprimento ao estabelecido no Regulamento Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de outubro, adiante designado por Regulamento, a Autoridade Competente designada por cada Estado-Membro - no caso português, a DGEG - efetuou a avaliação dos riscos que afetam a segurança de aprovisionamento de gás natural, contando para o efeito com a cooperação das empresas de gás natural. O Regulamento estabelece as disposições destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento e o correto funcionamento do mercado de gás natural, de acordo com três objetivos a ter em consideração na avaliação de riscos: A segurança do aprovisionamento através do estabelecimento de um enquadramento que permita o abastecimento físico contínuo de gás natural, independentemente das condições ótimas de funcionamento do mercado; A solidariedade e cooperação ao nível regional com o objetivo de identificar possíveis riscos a nível nacional e regional, de forma a potenciar o reforço da segurança e a integridade do mercado europeu de energia; A avaliação de riscos deve contemplar uma abordagem económica, garantindo a segurança do aprovisionamento a um custo razoável e proporcional, sem impor externalidades exageradas aos agentes do sector. Neste contexto e de forma a contribuir para a gestão adequada dos riscos, a REN, enquanto concessionária da RNTGN, procedeu a um conjunto de estudos e análises relativos às perturbações potenciais da RNTIAT na perspetiva das infraestruturas e do aprovisionamento de gás para o horizonte Estas análises são desenvolvidas no Capítulo II, onde se identificam e avaliam os cenários de risco do SNGN. No Capítulo III são apresentadas as conclusões da avaliação dos riscos que afetam o SNGN. Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

14 2. ENQUADRAMENTO REGULAMENTAR De acordo com o artigo 9.º do Regulamento, a avaliação dos riscos que afetam a segurança do aprovisionamento de gás deverá ser realizada na observância das normas relativas às infraestruturas e ao aprovisionamento descritas nos artigos 6.º e 8.º. Assim, a avaliação de riscos deverá ter em consideração as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes, como seja a dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos de entrada e saída do Estado-Membro, a presença de armazenamento e o papel do gás no cabaz energético, em particular no que se refere à produção de eletricidade e ao funcionamento da indústria. Para esta avaliação, foram elaborados cenários com procura excecionalmente elevada e contextos de perturbação do aprovisionamento de gás decorrentes da falha das principais infraestruturas de oferta. A norma relativa às infraestruturas determina que deverão ser tomadas todas as medidas necessárias para que, caso se verifique uma interrupção da maior infraestrutura de gás (critério N-1), as restantes infraestruturas possam garantir o abastecimento da procura total de gás durante um dia de procura excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos (1/20). A norma relativa ao aprovisionamento descreve um conjunto de casos extremos de referência em que deverá ser salvaguardado o aprovisionamento de gás natural a um conjunto de clientes considerados particularmente vulneráveis, denominados de clientes protegidos. De acordo com o Regulamento, os clientes protegidos abrangem os clientes domésticos ligados a uma rede de distribuição de gás, podendo ser acrescidos das pequenas e médias empresas e serviços essenciais de carácter social, desde que estes não representem mais do que 20% da utilização final do gás. Esta foi a opção tomada pela Autoridade Competente. Não obstante os casos genéricos indicados no Regulamento, os Estados-Membros podem adotar normas adicionais de reforço do aprovisionamento, bem como outras obrigações adicionais baseadas na avaliação de risco. Tendo em vista a utilização das reservas de segurança previstas no artigo 52º do Decreto-Lei n.º 231/2012 de 26 de Outubro, considerou-se ainda que para proteção do sistema electroprodutor nacional, face às necessidades efetivas de consumo, devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutoras do regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo. Este documento utilizou os estudos prospectivos efectuados em 2014 para o sector do gás natural no contexto do RMSA-GN , apresentando-se no Anexo I os cenários e os pressupostos que serviram de base à elaboração do RMSA-GN A avaliação dos riscos incorporou as normas e as boas práticas internacionais, e as recomendações efetuadas pelo Joint Research Centre (da Comissão Europeia) ao relatório de avaliação de risco elaborado em 2012, e cujo documento pode ser consultado em anexo a este relatório (Anexo II). Este relatório foi alvo de consulta às principais entidades nacionais do setor do gás natural e incorporou, nesta versão, os comentários relevantes recebidos. 2

15 3. CARATERIZAÇÃO E PARÂMETROS DO SNGN Neste capítulo identificam-se as principais caraterísticas do mercado e os parâmetros do SNGN à data de 26 de dezembro de MERCADO PROCURA Histórico da Procura Na tabela 1 apresenta-se o histórico de consumo anual dos mercados convencional, elétrico e total para o período compreendido entre os anos 2010 e TABELA 1 - HISTÓRICO DE CONSUMO ANUAL DOS MERCADOS CONVENCIONAL, ELÉTRICO E TOTAL NO PERÍODO Mercado Convencional 35,5 36,2 38,3 44,5 Alta Pressão 10,4 10,9 12,9 18,9 Distribuição 25,1 25,3 25,4 25,6 Mercado Elétrico 22,3 21,3 11,9 3,4 Mercado Total 57,8 57,5 50,2 47,9 Unid. TWh Estimativa da Procura (Cenário Base e Cenário Segurança de Abastecimento) Na tabela 2 observa-se a estimativa de consumo anual dos cenários base e segurança de abastecimento dos mercados convencional, elétrico e total, para o período compreendido entre os anos 2015 e Fonte: REN cenários do RMSA-GN 2014 Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

16 TABELA 2 - PREVISÃO DE CONSUMO ANUAL DOS CENÁRIOS BASE E SUPERIOR PARA O PERÍODO Cenário Base Mercado Convencional 44,7 45,4 45,9 46,5 Residencial 3,4 3,4 3,5 3,5 Terciário 3,0 3,0 3,1 3,1 Indústria 19,2 19,4 19,7 19,9 Cogeração 19,2 19,5 19,7 19,9 Mercado Elétrico - Média Regimes 8,8 7,6 7,8 20,1 Mercado Elétrico - Regime Seco 16,9 15,5 15,6 31,4 Mercado Total - Média Regimes 53,6 53,0 53,7 66,6 Mercado Total - Regime Seco 61,6 60,9 61,5 77,9 Cenário Segurança de Abastecimento Mercado Convencional 46,1 46,9 47,6 48,3 Residencial 3,4 3,5 3,6 3,7 Terciário 3,0 3,1 3,2 3,3 Indústria 19,4 19,7 20,1 20,4 Cogeração 20,2 20,5 20,7 20,9 Mercado Elétrico - s/ desclassificação central Sines a carvão 8,8 7,6 7,8 8,2 Mercado Elétrico - Média Regimes 9,1 8,0 8,3 21,1 Mercado Elétrico - Regime Seco 17,4 16,2 16,5 32,4 Mercado Total - s/ desclassificação central Sines a carvão 54,9 54,5 55,4 56,4 Mercado Total - Média Regimes 55,2 54,9 55,9 69,4 Mercado Total - Regime Seco 63,5 63,0 64,1 80,6 Unid. TWh Histórico das Pontas de consumo Na tabela 3 apresenta-se o histórico de pontas de consumo dos mercados convencional, elétrico e total, e o fator de simultaneidade da ponta, para o período compreendido entre os anos 2010 e TABELA 3 - HISTÓRICO DE PONTAS DE CONSUMO PARA O PERÍODO Mercado Convencional Mercado Elétrico Mercado Total Unid. GWh/d Fator de Simultaneidade 96% 95% 95% 98% Estimativa das Pontas de consumo Na tabela 4 observa-se a estimativa para as pontas de consumo diário dos cenários central e superior do mercado convencional, elétrico e total, relativa ao período compreendido entre os anos 2015 e

17 TABELA 4 - PONTAS DE CONSUMO PARA O PERÍODO Mercado Convencional Cenário Base Ponta provável Ponta extrema Cenário Segurança de Abastecimento Ponta provável Ponta extrema Mercado Elétrico Cenário Base Ponta provável Ponta extrema Cenário Segurança de Abastecimento Ponta provável Ponta extrema Ponta extrema (1) Mercado Total Cenário Base Ponta provável Ponta extrema Cenário Segurança de Abastecimento Ponta provável Ponta extrema Ponta extrema (1) Unid. GWh/d Nota: (1) Cenário sem desclassificação da central térmica de Sines a carvão Peso do gás natural no consumo de energia primária e energia final em Portugal Ao analisar o consumo de gás natural no ano de 2013, verifica-se que este tem um peso de 17,4% no consumo total de energia primária, e um peso de 10,0% no consumo total de energia final do país 2. Liberalização do Mercado Retalhista Em 2013 o SNGN apresentava um total de 1,352 milhões de clientes finais de gás natural, dos quais 1,347 milhões são clientes residenciais e de pequenos negócios, com consumos inferiores a m 3 /ano. Verifica-se ainda que cerca de 45% do mercado residencial e de pequenos negócios encontra-se liberalizado. O mercado industrial, que apresenta consumos entre e m 3 /ano por ponto de entrega, tem um total de 4,3 milhares de clientes. Cerca de 70% do mercado industrial encontra-se liberalizado. 2 Fonte: DGEG Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

18 O mercado de grandes clientes com um consumo superior a m 3 /ano apresenta um total de 251 clientes. Este mercado encontra-se totalmente liberalizado. 3 Verifica-se que o maior comercializador de gás natural a atuar em Portugal detém cerca de 68% do volume de entrega de gás natural a clientes finais do SNGN (segundo dados de 2013). 4 Consumo dos Clientes Protegidos (Mercado Convencional) Na tabela 5 apresenta-se a estimativa de consumo dos clientes protegidos do mercado convencional, tendo em conta as condições referidas no artigo 8º do Regulamento (norma relativa ao aprovisionamento) e no Decreto-Lei Nº 231/2012. TABELA 5 - CONSUMO DOS CLIENTES PROTEGIDOS DO MERCADO CONVENCIONAL (ARTIGO 8º DO REGULAMENTO) Cenário Base Consumos protegidos Consumo 7 dias Consumo 30 dias máximo Consumo 30 dias médio Cenário Segurança de Abastecimento Consumos protegidos Consumo 7 dias Consumo 30 dias máximo Consumo 30 dias médio Unid. GWh Consumo do Mercado Elétrico - 30 dias de consumo extremo Na tabela 6 apresenta-se a estimativa para o consumo do mercado elétrico não interruptível na ocorrência de 30 dias de procura excecionalmente elevada. TABELA 6 - CONSUMO EXTREMO DE 30 DIAS DO MERCADO ELETRICO NÃO INTERRUPTÍVEL Consumo ME c/ desclassificação central Sines a carvão Consumo ME s/ desclassificação central Sines a carvão Unid. GWh 3 Fonte: ERSE 4 Fonte: REN 6

19 Preço de venda de gás natural para o mercado residencial e industrial Na tabela 7 apresenta-se o preço de venda de gás natural para o consumidor residencial (escalão de consumo de 20 a 200 GJ/ano) e para o mercado industrial (escalão de consumo de a GJ/ano). 5 TABELA 7 - PREÇO DE VENDA DE GÁS NATURAL PARA O MERCADO DOMÉSTICO E PARA O MERCADO INDUSTRIAL 2010 S S S S S S S S2 Consumidor residencial 59,36 62,96 61,02 73,83 73,87 85,28 83,63 93,34 Consumidor industrial 27,43 33,41 34,05 38,08 40,03 41,97 41,95 41,97 Unid. /MWh OFERTA Produção Não existe produção de gás natural em Portugal. Cota de importação do maior importador do SNGN O maior importador de gás natural a atuar em Portugal detém cerca de 88% da quantidade de entrada no SNGN (segundo dados de 2013). 5 Repartição da oferta na RNTGN Analisando o período compreendido entre os anos 2008 e 2012, verificou-se um padrão de estabilização da repartição de entradas de gás por Sines e por Campo Maior, com valores de aproximadamente 55% de GNL por Sines e 45% de GN por Campo Maior. Em 2013, a repartição de entradas de gás na RNTGN foi de 40,0% por Sines (maioritariamente GNL Nigeriano), 55,8% por Campo Maior (maioritariamente GN Argelino), 0,7% por Valença do Minho e 3,5% pelo AS do Carriço. O ponto de entrada de Valença do Minho, apesar de ser gás natural, é maioritariamente gás com proveniência do Terminal de GNL de Mugardos em Espanha. Fontes de Importação de GN/GNL Na tabela seguinte são apresentados os valores de energia aprovisionados para abastecimento do SNGN no ano de 2013, desagregados por GN e GNL, e por origem de aprovisionamento. A análise desta tabela permite concluir que, apesar da diversificação de origens de aprovisionamento potenciada pelo terminal de GNL de Sines, o SNGN continua a depender de dois grandes países fornecedores de gás, a Argélia e a Nigéria, com um total de 72,6% do total de gás aprovisionado. 5 Fonte: DGEG Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

20 TABELA 8 - APROVISIONAMENTO DO SNGN EM 2013 Quantidade [Mm3(n)] Fração do total [%] GN Argélia ,4% Outras origens ,4% Total ,8% Camião Cisterna (GNL) Outras origens 3 0,1% Total 3 0,1% Navios (GNL) (1) Argélia 45 1,0% Nigéria ,3% Noruega 247 5,6% Qatar 246 5,6% Trinidad e Tobago 77 1,7% Egipto 86 2,0% Outros 42 1,0% Total ,1% Total Global ,0% Notas: (1) Valores determinados após dedução de recargas de GNL realizadas no TGNL de Sines. Índice de Herfindahl Hirschman do aprovisionamento O índice de Herfindahl Hirschman (HHI) aplicado às fontes de aprovisionamento permite medir o grau de diversificação das origens do gás. Este índice resulta do somatório dos pesos relativos de cada uma das fontes de aprovisionamento elevadas ao quadrado e o seu valor varia entre 0 e 1. Quanto menor for o valor de HHI maior será o grau de diversificação das fontes de aprovisionamento. Atualmente, o índice de Herfindahl Hirschman em Portugal é de 0,36. Para o cálculo deste valor, teve-se em consideração os dados relativos ao aprovisionamento do SNGN no ano de Dado não existir um referencial aceite internacionalmente no setor, refere-se que em Espanha o índice de Herfindahl Hirschman do aprovisionamento é de 0,22. Índice de Herfindahl Hirschman da capacidade O índice de Herfindahl Hirschman aplicado à capacidade permite medir o grau de diversificação dos pontos de oferta disponíveis para o abastecimento dos consumos do SNGN. Este índice resulta do somatório das frações da capacidade de cada um dos pontos de oferta elevadas ao quadrado e o seu valor varia entre 0 e 1. Quanto menor for o valor de HHI maior será o grau de diversificação dos pontos de oferta. 8

21 Atualmente, o índice de Herfindahl Hirschman da capacidade em Portugal é de 0,45. Para o cálculo deste valor, tevese em consideração as capacidades da RNTIAT no ano de Dado não existir um referencial aceite internacionalmente no setor, refere-se que em Espanha o índice de Herfindahl Hirschman da capacidade é de 0,13. Contratos de Longo Prazo e Gasodutos Internacionais A Galp Energia é o principal comercializador a atuar em Portugal e a sua estratégia de aprovisionamento visa satisfazer a procura através da celebração de contratos de longo prazo com a Argélia para fornecimento de GN, com a Nigéria para fornecimento de GNL, e também através de compras em mercado spot. O preço de compra do gás natural no âmbito dos contratos de aquisição de longo prazo é geralmente calculado segundo uma fórmula de preço estabelecida com base no preço de combustíveis alternativos, como os benchmarks do preço do crude e outros elementos, nomeadamente a inflação e as taxas de câmbio. Tipicamente, a fórmula de preço destes contratos prevê o seu ajustamento periódico com base nas variações do benchmark escolhido. A Galp Energia dispõe dos seguintes contratos de longo prazo para aprovisionamento do mercado nacional. TABELA 9 - CONTRATOS DE LONGO PRAZO DO MAIOR COMERCIALIZADOR A OPERAR EM PORTUGAL Contratos País de origem Quantidade (Mm³/ano) Duração do contrato (anos) Data de início do contrato Data de fim do contrato NLNG I (GNL) Nigéria NLNG II (GNL) Nigéria NLNG+ (GNL) Nigéria Sonatrach (GN) Argélia Por norma, os contratos de compra de gás natural a longo prazo definem uma quantidade mínima anual a adquirir e uma margem de flexibilidade para cada ano. Estes contratos costumam estabelecer uma obrigação de take or pay, que obriga a comprar as quantidades acordadas de gás natural independentemente da respetiva necessidade ocorrer ou não. Estes contratos permitem transferir quantidades de um ano para o outro, dentro de determinados limites, se a procura for inferior aos níveis mínimos anuais estabelecidos. Embora sejam de duração igual ou superior a 20 anos, os contratos de aprovisionamento de longo prazo preveem a possibilidade de renegociação ao longo da vigência do contrato de acordo com regras contratualmente definidas. O abastecimento através do contrato de longo prazo com a Sonatrach é assegurado através dos contratos de transporte da Galp Energia nos gasodutos internacionais Europe-Maghreb pipeline (EMPL), Al-Andaluz e Extremadura. Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

22 FIGURA 1 - GASODUTOS INTERNACIONAIS Em Espanha, duas empresas de gasodutos detêm a capacidade de transporte entre Tarifa e a fronteira portuguesa em Campo Maior: a Gasoduto Al-Andaluz, proprietária do gasoduto que liga Tarifa a Córdoba, e a Gasoduto Extremadura, proprietária do gasoduto que liga Córdoba a Campo Maior. A Galp Energia detém uma participação minoritária nestas sociedades e o restante capital é detido pela Enagas, S. A. Os direitos de capacidade sobre estes gasodutos expiram em O gasoduto Europa-Magreb liga as jazidas de Hassi R Mel na Argélia à rede de transporte da Enagas, a qual, por sua vez, está ligada à rede nacional de transporte em Campo Maior através dos gasodutos em Espanha. A Galp Energia detém também participações minoritárias da EMPL Europe Maghreb Pipeline, Ltd (EMPL) e da Metragaz (operador marroquino do gasoduto de transporte). O restante capital é detido por uma filial da empresa Gas Natural SDG S.A. A EMPL foi responsável pela construção do gasoduto e detém os respetivos direitos de capacidade da fronteira marroquino-argelina à costa espanhola em Tarifa, até A Metragaz é responsável pela operação e pela manutenção do gasoduto. 10

23 3.2 INFRAESTRUTURAS DESCRIÇÃO DAS INFRAESTRUTURAS DA RNTIAT Rede Nacional de Transporte de Gás Natural A rede nacional de transporte de gás natural (RNTGN) é a infraestrutura utilizada para efetuar a receção, o transporte e a entrega de gás natural em alta pressão em Portugal. Para o desempenho destas atividades, fazem parte da RNTGN os seguintes equipamentos principais: 1375 Km de gasoduto principal de transporte e ramais de alta pressão com diâmetros compreendidos entre 150 a 800 mm, destinados ao transporte de gás natural; 84 Estações de regulação e medição de gás nos pontos de entrega (GRMS), que se destinam à regulação da pressão e posterior medição do gás natural entregue às redes de distribuição e aos clientes em alta pressão (AP); 65 Estações de junção para derivação (JCT), que se destinam ao seccionamento do gasoduto principal de transporte e/ou do respetivo ramal de derivação; 46 Estações de válvula de seccionamento (BV Block valve station), destinadas ao seccionamento do gasoduto principal de transporte; 5 Estações de interligação em T (ICJCT), que se destinam à derivação em T do gasoduto principal de transporte, permitindo o seccionamento apenas do respetivo ramal associado; 2 Estações de transferência de custódia (CTS), destinadas à medição e à transferência de custódia com a rede interligada de Espanha. Terminal de GNL de Sines O Terminal de GNL de Sines integra o conjunto das infraestruturas destinadas à receção e expedição de navios metaneiros, armazenamento e regaseificação de GNL para a rede de transporte, bem como o carregamento de GNL em camiões cisterna. Descrevem-se de seguida as atividades referidas anteriormente e quantifica-se a capacidade associada a cada uma delas: Receção e descarga de navios metaneiros A instalação portuária inclui um cais de acostagem para navios, braços articulados de descarga e linhas de descarga, recirculação e retorno de vapor de GNL. A capacidade de descarga é de m 3 /h de GNL e a capacidade de receção é de 82 navios metaneiros por ano com volumes entre e m 3 de GNL. Armazenamento de GNL Depois de descarregado, o GNL é armazenado em tanques onde é mantido a uma temperatura de o C e a uma pressão próxima da pressão atmosférica. A capacidade de armazenagem é de GWh, correspondente a dois tanques de m 3 de GNL e um tanque de m 3 de GNL. Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

24 Regaseificação para a RNTGN A regaseificação é um processo físico de vaporização de GNL que recorre à permuta térmica do gás com água do mar em vaporizadores atmosféricos. Para o desempenho deste processo a infraestrutura possui sete vaporizadores atmosféricos com uma capacidade unitária de 64,3 GWh/dia (equivalente a m 3 (n)/h). A capacidade de emissão nominal é de 321,3 GWh/dia (equivalente a m 3 (n)/h), com uma capacidade de ponta horária de m 3 (n)/h). Carregamento de camiões cisterna O TGNL de Sines permite o carregamento de camiões cisterna de GNL, possibilitando o abastecimento às unidades autónomas de regaseificação (UAG) situadas em zonas de Portugal que não podem ser abastecidas pela rede de gás natural de alta pressão. Para esta atividade, o TGNL dispõe de três baías de enchimento com uma capacidade total de 175 m 3 /h de GNL. Carregamento de navios metaneiros A infraestrutura do TGNL possibilita também o carregamento total ou parcial de navios metaneiros, utilizando-se a mesma instalação portuária e o equipamento de descarga de navios. Armazenamento Subterrâneo do Carriço Nas instalações de armazenamento subterrâneo do Carriço o gás natural é armazenado em alta pressão nas cavidades criadas no interior de um maciço salino, a profundidades superiores a mil metros. Em 26 de dezembro de 2014 encontravam-se em operação três cavidades da REN Armazenagem e duas cavidades da Transgás Armazenagem, com uma capacidade total de armazenamento de GWh (267 Mm 3 ). As cinco cavidades utilizam a mesma estação de gás de superfície, que permite a movimentação bidirecional de fluxo, ou seja, a injeção de gás da rede de transporte para as cavidades e a extração de gás das cavidades para a rede de transporte. A capacidade de injeção é de 23,8 GWh/dia (equivalente a m 3 (n)/h) e a capacidade de extração é de 85,7 GWh/dia (equivalente a m 3 (n)/h). Capacidades atuais dos pontos relevantes da RNTGN (incluindo bidireccionalidade de fluxo) A tabela 10 apresenta as capacidades atuais dos pontos relevantes da RNTGN na sua fronteira com os pontos de oferta e de procura. 12

25 TABELA 10 - CAPACIDADES DOS PONTOS RELEVANTES DA RNTGN (EM 26 DE DEZEMBRO DE 2014) Pontos relevantes Capacidade diária TGNL de Sines Capacidade de regaseificação: 222,8 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h AS do Carriço Capacidade saída (injeção no AS): 23,8 GWh/dia, equivalentes a m 3 (n)/h Capacidade entrada (extração do AS para a RNTGN): 85,7 GWh/dia, equivalentes a m 3 (n)/h Interligação de Campo Maior Interligação de Valença do Minho Total dos pontos de entrega (GRMS) Capacidade entrada: 134,2 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h Capacidade saída: 35,0 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h nos meses de Inverno (Novembro a Abril do ano seguinte) Capacidade saída: 70,0 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h nos meses de Verão (Maio a Outubro) Capacidade entrada: 30,0 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h nos meses de Inverno (Novembro a Abril do ano seguinte) Capacidade entrada: 40,0 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h nos meses de Verão (Maio a Outubro) Capacidade saída: 25,0 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h Capacidade saída: 708,6 GWh/dia, equivalente a m 3 (n)/h UTILIZAÇÃO DAS INFRAESTRUTURAS Taxa de utilização dos pontos relevantes da RNTGN (incluindo bidireccionalidade de fluxo) Determinaram-se as taxas de utilização das infraestruturas do SNGN verificadas nos últimos dois anos. A taxa de utilização máxima é calculada de acordo com o quociente do registo do dia máximo em cada ponto, pela capacidade máxima disponível. A taxa de utilização média resulta do quociente da utilização média diária anual em cada ponto, pela capacidade máxima disponível. Na tabela 11 apresentam-se as taxas de utilização dos pontos relevantes da RNTGN, verificadas nos anos 2012 e TABELA 11 - TAXA DE UTILIZAÇÃO (TU) DOS PONTOS RELEVANTES DA RNTGN TU Média TU Máxima Campo Maior Valença do Minho Entrada Entrada 55% 2% 56% 3% 89% 100% 82% 82% Saída Saída 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% TGNL Sines - Regaseificação 29% 25% 76% 71% AS Carriço Extração 3% 5% 96% 99% Injeção 10% 22% 100% 99% Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período

26 Para os anos apresentados, apesar das taxas de utilização média dos dois principais pontos de entrada do SNGN terem sido relativamente reduzidas, entre 29% e 25% no TGNL de Sines e 55% a 56% em Campo Maior, verifica-se que as taxas de utilização máxima verificadas apresentam valores significativos, entre 76% e 71% no TGNL de Sines e entre 89% e 82% na interligação de Campo Maior. O ponto de oferta de Valença do Minho apresentou uma utilização média de 2% em 2012 e 3% em 2013, verificandose uma utilização máxima diária de 100% em 2012 e 82% em A diferença entre a taxa de utilização média e máxima é justificada pelo facto da interligação de Valença do Minho ter uma solicitação comercial reduzida, optando o gestor do sistema por efetuar uma utilização física pontual da interligação, sendo que, quando é utilizada, são usados caudais próximo do limite de capacidade da interligação. As interligações de Campo Maior e de Valença do Minho não foram utilizadas para exportação física de gás natural (no sentido Portugal Espanha), verificando-se assim taxas de utilização média e máxima de 0% em 2012 e O AS do Carriço, usado maioritariamente para a manutenção das Reservas de Segurança, apresentou na capacidade de extração uma utilização média de 3% em 2012 e 5% em 2013 e uma utilização máxima de 96% em 2012 e 99% em A capacidade de injeção apresentou uma utilização média de 10% em 2012 e 22% em 2013 e uma utilização máxima de 100% em 2012 e 99% em A diferença verificada na taxa de utilização média obtida nos processos de injeção/extração pode dever-se à diferença na capacidade máxima disponível e não ao volume anual injetado e extraído. Taxa de utilização da capacidade de armazenamento do TGNL de Sines e do AS do Carriço Relativamente à utilização das infraestruturas de armazenamento da RNTIAT, determinaram-se as taxas de utilização média e máxima, verificadas nos últimos dois anos. A taxa de utilização média corresponde ao quociente entre a existência média diária registada em cada ano e a capacidade máxima da infraestrutura nesse ano. A taxa de utilização máxima corresponde ao quociente entre o valor diário máximo de existências e a capacidade máxima da infraestrutura nesse ano. TABELA 12 - TAXA DE UTILIZAÇÃO (TU) DA CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO DO TGNL DE SINES DO AS DO CARRIÇO TU Média TU Máxima TGNL de Sines 53% 70% 97% 100% AS Carriço 87% 74% 95% 91% A taxa de utilização média do armazenamento de GNL no TGNL de Sines aumentou de 53% em 2012, para 70% em A capacidade máxima dos tanques de GNL foi utilizada a 97% em 2012 e a 100% no ano Verificou-se que o AS do Carriço registou uma taxa de utilização média de 87% em 2012 e de 74% em 2012, e uma taxa de utilização máxima de 95% em 2012 e de 91% em

27 TABELA 13 - TAXA DE UTILIZAÇÃO (TU) DOS SLOTS DE NAVIOS E DAS BAÍAS DE ENCHIMENTO DE CAMIÕES CISTERNA DO TGNL DE SINES TU de slots de navios 31% 56% TU da capacidade de enchimento de camiões cisterna 24% 30% Constata-se que a taxa de utilização da janela temporal de descarga de GNL designada por slot aumentou de 31% em 2012 para 56% em Este aumento deve-se ao facto de o TGNL ter recebido mais 14 navios em 2013 (num total de 41 navios), por comparação com 2012 que apresenta um registo total de 27 navios. A taxa de utilização das baías de enchimento de cisternas rodoviárias aumentou de 24% em 2012 para 30% em Esta evolução da taxa de utilização justificou-se com o aumento da quantidade de energia carregada em cisterna (de 776 GWh em 2012 para 956 GWh em 2013). 3.3 ACORDOS REGIONAIS Acordo de Assistência Mútua e Acordo de Operação Conjunta Em conformidade com o artigo 194º do tratado sobre o funcionamento da União Europeia e de acordo com o artigo 6º da Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho de 13 de julho de 2009 que estabelecem regras comuns para o mercado interno de gás natural, e de acordo com o artigo 12º do Regulamento 715/2009, a cooperação regional dos TSOs reflete o espírito de solidariedade e constitui um dos pilares em que se baseia o Regulamento Nº 994/2010, que tem por objetivo o reforço da segurança do aprovisionamento de gás e a integridade do mercado europeu de energia. Neste sentido, a REN e a Enagas anteciparam-se à regulação europeia, tendo alcançado um primeiro Acordo de Assistência Mútua em setembro de 2006, atualizando-o anualmente até ao ano de No ano de 2011 a REN e a Enagas alcançaram um Acordo de Operação Conjunta para as duas interligações entre Portugal e Espanha, com vigência indefinida. Este acordo contempla entre outros aspetos e dando cumprimento à legislação em vigor em Portugal e em Espanha, um protocolo para aplicação em caso de ocorrências excecionais de emergência, nomeadamente: diminuição de capacidade técnica disponível; falha no aprovisionamento de gás com risco de incumprimento da satisfação da procura; redução de pressão devido a um aumento de procura na sequência de condições meteorológicas severas; e a outras situações que possam ter impacte na segurança do aprovisionamento. O Acordo de Operação Conjunta prevê ainda a cedência mútua entre os TSOs de um OBA (operational balancing agreement) até 280 GWh. No caso da avaliação da situação prever a necessidade de quantidades de GN superiores a 280 GWh, deve ser elaborado um plano conjunto com os agentes de mercado afetados para que sejam realizadas as nomeações necessárias para a resolução da incidência. Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal Período