CAPACIDADES INDICATIVAS DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA O ANO DE 2018 (ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E REE)

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1 CAPACIDADES INDICATIVAS DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA O ANO DE 208 (ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E REE) REN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A. NOVEMBRO DE 207

2 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 ÍNDICE SUMÁRIO EXECUTIVO ÂMBITO METODOLOGIA CONTEÚDO BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE Projetos de reforço da RNT Evolução da capacidade de interligação nos primeiros onze meses de PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM Perspetivas de evolução da estrutura física da RNT em Perspetivas de evolução do parque eletroprodutor em Plano de Indisponibilidades para PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO Situações de rede Cenários da rede de Espanha Capacidade técnica das linhas de interligação Cenários de produção PEGHGT Cenários de carga Colocação do parque eletroprodutor Português Indisponibilidades de elementos da rede e do parque eletroprodutor Metodologia de aumento/redução das trocas Condições da análise de segurança PRINCIPAIS RESTRIÇÕES TÉCNICAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT) Capacidade Técnica de Interligação Condicionamentos do parque eletrorodutor CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT) AGREGAÇÃO DAS ESTIMATIVAS INDIVIDUAIS DA REN E DA REE CONSIDERAÇÕES FINAIS BIBLIOGRAFIA... 3 GLOSSÁRIO ANEXOS... I

3 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 SUMÁRIO EXECUTIVO. O presente relatório, Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208, dá provimento ao estipulado nos artigos 3.º e 32.º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de dezembro de 204, quanto à determinação dos valores previsionais de capacidade de interligação disponível para fins comerciais ( NTC ) para o ano seguinte. Para a determinação do valor de NTC, foi seguida a metodologia aprovada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos ( ERSE ) em 3 de fevereiro de 2007 [2] que tem por base a deteção do limite máximo do saldo de trocas no conjunto das interligações, respeitando os critérios de segurança da Rede Nacional de Transporte de eletricidade ( RNT ), quer em regime normal de operação da RNT, quer em regime de contingência. As capacidades apresentadas neste relatório refletem as situações mais restritivas identificadas tanto na RNT como na rede de transporte espanhola, suportadas em diferentes cenários de funcionamento do sistema elétrico ibérico interligado, considerando os procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional do operador da rede de transporte (ORT) de Portugal e do ORT de Espanha, respetivamente REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. e Red Eléctrica de España, S.A. Estes procedimentos foram estabelecidos em 2008 por intermédio da assinatura do Acordo Conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [3]. Em conformidade com o disposto no artigo 32.º do RARI, a matriz de capacidades que agora se apresenta, resulta da agregação das estimativas individuais efetuadas pela REN e REE, correspondendo deste modo ao mínimo dos valores calculados por cada ORT ibérico, para cada um dos sentidos do fluxo e para cada período. Importa referir que os valores de NTC contidos nesta matriz não incorporam informação sobre eventuais reduções induzidas por limitações operacionais impostas pelo parque eletroprodutor nacional, as quais serão determinadas apenas na gestão operacional da RNT. Adicionalmente, realça-se o caráter indicativo destes resultados, na medida em que as ocorrências na operação real do sistema podem diferir das situações típicas consideradas representativas neste cálculo. Em particular, estas capacidades são, entre outros fatores, muito dependentes das efetivas indisponibilidades de elementos da RNT que ocorrem em 2

4 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 sede de exploração normal das redes de transmissão de energia elétrica, devido, nomeadamente, a operações de manutenção, entre outras. 2. O cálculo da capacidade comercial de interligação baseia-se numa determinação prévia das efetivas capacidades técnicas da rede física de Muito Alta Tensão ( MAT ), deduzida de uma margem de 0 % (com o mínimo de 00 MW) para colmatar incertezas ao nível da previsão da operação do sistema. A tabela seguinte ilustra os valores de NTC previstos para 208, tanto para saldos de trocas no sentido Espanha Portugal (importação), como no sentido Portugal Espanha (exportação). A determinação dos valores de NTC foi efetuada por período tarifário (horas de Ponta e Cheia e horas de Vazio ) e apresentada mensalmente sempre que considerado relevante. Os resultados apresentados a negrito e a itálico na primeira coluna, correspondente a cada período tarifário, são referentes aos valores obtidos com o Plano de Indisponibilidades inativo, ou seja, com todos os elementos das redes de transporte portuguesa e espanhola disponíveis. Na segunda coluna desse mesmo período tarifário, são ilustrados os valores das capacidades que resultam da execução do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE (com base nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois ORT). Embora as indisponibilidades sejam calendarizadas e acordadas entre ambos os operadores de rede para os períodos mais favoráveis de operação dos sistemas elétricos interligados (neste trabalho só foram consideradas indisponibilidades com duração superior a 5 dias), é notório que algumas delas podem induzir reduções de capacidade relativamente aos valores de NTC calculados na hipótese de total disponibilidade dos elementos das redes. 3. No sentido de trocas Portugal Espanha, não se prevê que a capacidade de interligação venha a apresentar valores inferiores a MW, a não ser em períodos em que venham a ocorrer indisponibilidades de elementos de rede e nos quais os valores de capacidade podem ser reduzidos até cerca de 000 MW. 3

5 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 208 ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E DA REE (Sem considerar limitações do parque eletroprodutor) Sentido das trocas Portugal Espanha Espanha Portugal Período tarifário Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Plano de indisp. programadas de elementos da rede Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de reduzida produção renovável, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser inferior aos valores de capacidade disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção renovável, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Para efeitos do cálculo da capacidade de interligação, apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 5 dias. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou ainda que programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 208, divergir em relação aos indicados. Os valores de capacidade decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos disponíveis. Até à conclusão do eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão podem ocorrer limitações à produção do parque produtor hídrico desta zona e/ou reduções à capacidade de interligação, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT [], face ao acréscimo da potência instalada na região (num total aproximado de quase 000 MW, com a entrada em serviço das centrais de Salamonde II e de Frades II)

6 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de Para trocas no sentido Espanha Portugal, estima-se que a capacidade de interligação venha a apresentar, nomeadamente nos períodos com registos mais elevados de carga, valores mínimos numa gama de ca. 600 MW a MW, mas que poderão vir a ser inferiores (da ordem dos 200 MW) em presença das indisponibilidades programadas de elementos de rede. De salientar que na maior parte dos períodos analisados, a restrição de capacidade de interligação deve-se a desvios angulares de valor elevado entre as subestações de Alto Lindoso e de Cartelle, em consequência do disparo conjunto das interligações a 400 kv Alto Lindoso - Cartelle e 2, que partilham os mesmos apoios. Antevê-se que, mesmo após 208 e em alguns períodos do ano, no sentido Espanha Portugal continuem a ocorrer valores de capacidade de interligação inferiores a MW. Efetivamente, só após a entrada em serviço da futura linha de interligação a 400 kv Ponte de Lima Fontefría é que se prevê poder incrementar a capacidade de interligação, em particular no sentido Espanha Portugal, de forma a se obter de forma sustentada valores mínimos de capacidade de interligação de MW (em ambos os sentidos), objetivo que se encontra contemplado no âmbito do desenvolvimento do Mercado Ibérico de Eletricidade MIBEL. 5. Até à conclusão do eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão, e decorrente do já verificado aumento da potência de produção instalada na região do Minho (num total aproximado de quase 000 MW com a entrada em serviço das centrais de Salamonde II e de Frades II), os valores de capacidade agora enunciados podem vir a ser inferiores em cenários de elevada produção nesta região e/ou ocorrerem situações com restrição de produção, por forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT []. 5

7 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208. ÂMBITO Este relatório, elaborado pela REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. (doravante denominada REN), enquanto concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento aos artigos 3.º e 32.º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de dezembro de 204. Segundo o n.º 2 do citado artigo 3.º, o operador da rede de transporte em Portugal continental deve efetuar os estudos necessários à determinação da capacidade de interligação disponível para importação ou exportação que pode ser utilizada livremente para fins comerciais, referida no n.º, simulando diferentes cenários de produção e consumo para diferentes regimes de hidraulicidade e eólicos. Também de acordo com o n.º 4 do mesmo artigo, os estudos relativos à determinação da capacidade de interligação devem abranger cada um dos meses do próximo ano civil. A REN, nos termos dos artigos 33.º e 40.º do RARI, irá publicar e manter disponível na sua página de Internet os valores indicativos de capacidade de interligação para fins comerciais e atualizá-los-á sempre que haja alterações que o justifique. As análises técnicas realizadas neste estudo debruçaram-se apenas sobre a rede portuguesa, incluindo as linhas de interligação, em sintonia com os critérios de segurança acordados entre a REN e a Red Eléctrica de España, SA (doravante denominada por REE) no Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [3]. Em consequência, os valores de capacidade resultantes desta análise são em seguida confrontados com os calculados e disponibilizados pelo operador de rede de transporte espanhola, REE, a fim de se obter uma matriz de capacidades comerciais de interligação para o ano de 208, em que os valores finais de capacidade passarão a ser os mais restritivos no conjunto das análises efetuadas por cada uma das empresas. Deve salientar-se o carácter indicativo destes valores, visto que os mesmos são estimados com uma larga antecipação no tempo e têm por base situações típicas consideradas representativas do funcionamento dos sistemas elétricos ibéricos interligados, enquanto na operação real do sistema podem ocorrer situações particulares, quer de alocação do parque produtor, quer de indisponibilidades de elementos da rede, que alterem de modo mais ou menos significativo os valores agora apresentados. 6

8 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de METODOLOGIA A metodologia para a determinação da capacidade de interligação anual que serviu de base ao presente estudo, foi aprovada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos ( ERSE ) em 3 de fevereiro de 2007 [2] e tem por base a deteção do limite máximo do saldo de trocas no conjunto das interligações, a partir do qual os critérios e regras de segurança mencionados em [2] e [3] deixam de ser respeitados, quer em regime normal de operação da RNT quer em regime de contingência. Em janeiro de 2008 a REN e a REE celebraram o já referido Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação, no qual estipularam um conjunto de procedimentos operacionais necessários à realização destes estudos. De forma a dar cumprimento a este acordo, para a realização do presente cálculo a REN e a REE trocaram, entre si, as topologias de rede, os cenários de geração/consumo, as ordens de mérito do parque produtor Ibérico em cenários de importação/exportação e o Plano de Indisponibilidades de elementos de rede e do parque produtor antevistos para o ano de 208. Efetivamente, o processo de cálculo da capacidade de interligação divide-se em dois níveis de análise: - Identificação de eventuais violações dos limites térmicos de capacidade dos elementos da RNT, tanto para o funcionamento da rede em condições de disponibilidade total dos seus elementos (regime n ), como em condições de contingência (regimes n- e n-2 ). Para determinar o valor de carga nos elementos da RNT em função da variação imposta para o saldo de potência de interligação, utilizou-se o modelo de aproximação linear (DC ) incluído na ferramenta informática PSS/E de simulação de redes. A necessidade desta aproximação prende-se com o elevado número de situações típicas de operação analisadas, que tornaria o processo de cálculo bastante pesado/demorado se o mesmo fosse feito em modelo de simulação AC 2. No entanto, verifica-se que, do ponto de vista do trânsito nos elementos da RNT, este modelo simplificado apresenta resultados bastante fiáveis; - Confirmação ou retificação dos valores de capacidade de interligação com base no modelo AC, através da verificação do cumprimento do critério de desvio angular Direct Current, i.e., corrente contínua. 2 Alternating Current, i.e., corrente alternada. 7

9 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 máximo entre duas subestações após contingência e o de aceitabilidade de perfis de tensão. Os trânsitos de potência, perfis de tensão e desvios angulares obtidos para a situação mais limitativa em cada período do ano analisado, apresentam-se nos esquemas unifilares colocados em anexo. Os ensaios para a deteção de sobrecargas em regime de contingência n- e n-2 foram limitados, por razões práticas, a valores de troca de MW em ambos os sentidos. De facto, análises posteriores dedicadas a investigar as desfasagens angulares e os perfis de tensão vieram mostrar que, num número considerável de cenários, não serão aceitáveis valores de capacidade superiores a cerca de MW com a estrutura da rede ibérica prevista para CONTEÚDO Para além da indicação dos valores da capacidade de interligação técnica, que resulta das simulações da rede física de Muito Alta Tensão (MAT) para os vários cenários de rede, e da disponível para fins comerciais, no sentido da exportação e da importação, este relatório divulga ainda a seguinte informação para cada mês/conjunto de meses: A topologia de rede portuguesa, através do esquema unifilar com a indicação do valor dos trânsitos em cada elemento da rede, perfis de tensão e desvios angulares, para a situação limite de capacidade de troca, tanto no sentido de importação como no sentido de exportação (para obter informação mais detalhada acerca da rede consultar a Caracterização da RNT [4], disponível na página de internet da REN); As cargas em cada subestação da RNT em três diferentes situações do diagrama de carga: horas de ponta, cheia e vazio; Os planos de produção do parque eletroprodutor português da grande térmica e grande hídrica, de acordo com a ordem de mérito previsional e tendo em conta os regimes hidrológicos; O volume considerado de produção excluindo a grande hídrica e a grande térmica (PEGHGT), quer a ligada em MAT, quer a ligada a 60 kv ou a redes de tensão inferior; A capacidade técnica de transporte de cada linha de interligação. 8

10 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 Pretende-se que este conjunto abrangente de informação, para além de preencher os requisitos do artigo 32.º do RARI, disponibilize também uma fonte alargada e coerente de informação que torne o conteúdo deste relatório facilmente interpretável e compreensível por terceiros. 4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE Projetos de reforço da RNT Para efeitos deste cálculo foi considerado um conjunto de projetos de reforço da RNT, que contribuem para a integração de nova geração, a melhoria do abastecimento dos consumos e a flexibilidade de adaptação da rede a novos perfis de alocação do parque produtor em ambiente de mercado. Deste conjunto de reforços, que apresentam igualmente um impacto positivo na segurança global do sistema e/ou na manutenção e/ou melhoria da capacidade de interligação, destacam-se os seguintes: Remodelação com reforço da sua capacidade de transporte, das linhas a 400 kv Recarei - Feira, Lavos Rio Maior, Batalha Paraimo, Pego Rio Maior e Falagueira - Cedillo. Este incremento, associado à necessidade de renovação do ativo, permite dotar a rede de maior flexibilidade de operação; Segundo autotransformador 400/50 kv, de 450 MVA, da subestação de Tavira. A instalação desta segunda unidade permite continuar a assegurar a articulação entre as redes de 400 e de 50 kv no sotavento algarvio, mesmo em caso de indisponibilidade/contingência da, até agora, única unidade instalada, melhorando assim as condições para o abastecimento a consumos nesta zona do Algarve, bem como para a capacidade de escoamento da produção ligada na área de influência das subestações de Tavira e de Estoi; Reatância shunt da Feira. Este equipamento vem reforçar a capacidade do ORT em controlar o perfil das tensões na RNT, que tem vindo a apresentar valores elevados em períodos de operação do sistema de considerável duração, contribuindo, por um lado, para um controlo adequado desses níveis de tensão na rede, e por outro para a salvaguarda da segurança da operação da RNT. 9

11 % do ano % do ano Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de Evolução da capacidade de interligação nos primeiros onze meses de 207 Os valores de capacidade (horários) efetivamente disponíveis no mercado diário (MIBEL) já verificados no corrente ano de 207 (até meados de novembro de 207) encontram-se reproduzidos nos dois gráficos de barras que se seguem. No sentido Portugal Espanha verifica-se a existência de valores de capacidade de interligação disponível para o mercado sustentadamente na ordem dos MW ou até 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 0% 0% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 0% 0% Capacidade comercial de exportação (MW) (sentido Portugal -> Espanha) < 000 [ [ [ [ [ [ [ [ 3000 Classes (MW) Capacidade comercial de importação (MW) (sentido Espanha -> Portugal) < 000 [ [ [ [ [ [ [ [ 3000 Classes (MW) mesmo superior em cerca de 80 % do tempo, apresentando um significativo acréscimo face a 206. Os valores observados no sentido Espanha Portugal revelam também uma tendência sustentável de valores iguais ou superiores a 500 MW em mais de 90 % do tempo e iguais ou superiores a MW em aproximadamente 60 % do tempo. Constata-se, ainda assim, a persistência de valores inferiores a 500 MW de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal em cerca de 0 % do tempo. Na sua grande maioria, estes valores reduzidos de capacidade verificam-se em cenários desfavoráveis do parque eletroprodutor português (períodos de menor carga e de maior produção renovável, nomeadamente eólica) (até 9 Nov) (até 9 Nov) A médio prazo, prevê-se vir a alcançar de forma sustentada o valor mínimo de MW para NTC entre Portugal e Espanha em ambos os sentidos, para o que é fundamental a colocação em serviço da futura linha de interligação a 400 kv Ponte de Lima Fontefría, para além da conclusão do eixo a 400 kv no Minho entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto (através de Ponte de Lima e de Vila Nova de Famalicão). 0

12 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM Perspetivas de evolução da estrutura física da RNT em 208 O mapa que se apresenta em seguida dá uma panorâmica da estrutura da RNT que se prevê em serviço no final de 208. Do conjunto de projetos de investimento da RNT para 208, como mais impactantes ao nível da capacidade de interligação destaca-se alguns reforços da capacidade de transporte na rede de 400 kv, nomeadamente das linhas Riba d Ave Recarei e Rio Maior Alto de Mira, facultando um incremento no valor da capacidade de interligação e/ou redução nas atuais restrições impostas à produção de centrais em determinados cenários. Numa perspectiva temporal mais alargada, dada a sua importância ao nível das capacidades de interligação, destaca-se ainda, na zona do Minho, o eixo a 400 kv entre as atuais subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão, o qual cria condições para o estabelecimento da futura interligação Ponte de Lima Fontefría, reforça a segurança de abastecimento aos consumos da zona Minho litoral, como também introduz na RNT a capacidade de rede suficiente para não prejudicar os atuais valores de capacidade de interligação 3 e escoar sem restrições a produção de toda a região do Minho, em particular a das novas centrais de Salamonde II e Frades II. 3 Até à concretização deste eixo podem ocorrer limitações à produção do parque produtor hídrico desta zona e/ou reduções à capacidade de interligação, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT [].

13 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de Perspetivas de evolução do parque eletroprodutor em 208 No que diz respeito à potência instalada em grandes centrais, térmicas ou hídricas, não se antevê qualquer alteração para o ano de 208. Quanto à PEGHGT, perspetiva-se que, nas suas várias componentes, durante o ano de 208 os níveis globais de potência instalada apresentem um crescimento moderado. 5.3 Plano de Indisponibilidades para 208 Os elementos da RNT que constam do Plano de Indisponibilidades programadas previsto para o ano 208 e que podem vir a ter reflexos mais significativos na capacidade de interligação 4, são apresentados na Tabela 2. Tabela 2-Programa de indisponibilidades previstas para 208 em elementos da RNT com influência na capacidade de interligação. Elemento da RNT (linhas ou autotransformadores) Tensão [kv] Período considerado Bemposta Lagoaça 220 fev a mar Armamar Recarei 400 mar Pereiros Rio Maior 220 mar Pocinho Aldeadávila 220 abr Recarei Vila Nova de Famalicão 400 abr Pocinho Saucelle 220 mai Palmela Sines 3 / Fanhões * 400 jun Riba d Ave Recarei 400 jun a ago Picote Lagoaça 220 jun e ago Pereiros Rio Maior 2 / Pombal 220 jul a out Rio Maior Alto de Mira 400 ago a out Sines Ferreira do Alentejo 400 set e out Ferreira do Alentejo Alqueva 400 nov e dez * Apenas ficará indisponível o troço de linha entre a zona do T e a subestação de Sines. Quando às indisponibilidades do parque gerador, elas são assumidas de acordo com a informação fornecida pelos produtores, considerando-se, para este estudo, apenas aquelas que poderão ter impacto no valor de NTC desde que tenham uma duração superior a metade 4 Para efeitos de simulação, apenas foram consideradas as indisponibilidades de elementos da rede cuja duração seja superior a 5 dias. 2

14 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 do período de tempo analisado. Mais especificamente, os grupos considerados indisponíveis para efeitos deste trabalho são: um grupo na central termoelétrica a gás natural do Ribatejo, no período de abril a maio; um grupo na central termoelétrica a gás natural de Lares, no período de abril a maio; um grupo na central termoelétrica a carvão do Pego, no período de abril a maio; um grupo na central termoelétrica a carvão de Sines, no período de junho a julho; um grupo da central hidroelétrica de Foz Tua, no período de abril a maio e no de junho a julho; um grupo na central hidroelétrica da Aguieira, no período de agosto; o grupo 4 da central hidroelétrica de Miranda, no período de agosto; um grupo na central hidroelétrica de Alto Lindoso, no período de agosto e no de setembro a outubro. 6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO 6. Situações de rede Para cada mês, não considerando o Plano de Indisponibilidades Programadas para 208, são avaliadas três situações de carga (ponta, cheia e vazio), conjugadas com dois regimes hidrológicos (húmido e seco) e dois cenários de produção eólica (0 % e 65 % da potência instalada), e ainda para as duas situações de troca (importação e exportação), perfazendo um total de 288 potenciais situações para simulação. Da análise de anos passados constata-se a existência de meses com comportamentos similares entre si ao nível do perfil de geração, capacidade dos elementos da RNT e dos consumos, tendo-se assim procedido à agregação de alguns meses num total de seis períodos, com consequente redução para 44 no número de cenários em estudo. Contudo, assumindo-se por experiência anterior que algumas das situações não se revelam limitativas, ou que a restrição é imputável ao parque eletroprodutor (nomeadamente as importações nos regimes de forte produção renovável e cargas de vazio), foram excluídos das análises 40 desses casos. Nos quadros de detalhe apresentados em anexo esses casos são referidos como n.s. (não simulado). 3

15 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de Cenários da rede de Espanha Por parte da REE e tendo presente o Acordo conjunto REE-REN sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação, recebeu-se a topologia, o perfil de geração/consumo e a ordem de mérito das centrais relativos a cinco períodos do ano de 208, assim como o plano de indisponibilidades programadas de elementos da rede espanhola para o referido ano. 6.3 Capacidade técnica das linhas de interligação A Tabela 3 ilustra a capacidade técnica de transporte de cada uma das linhas de interligação em condições normais de operação de acordo com []. Tabela 3 Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT kv Linha Capacidade em regime nominal [MVA] Inverno Verão Alto Lindoso Cartelle Alto Lindoso Cartelle Lagoaça - Aldeadávila Falagueira Cedillo Alqueva Brovales Tavira Puebla de Guzmán Pocinho Aldeadávila Pocinho Aldeadávila Pocinho Saucelle Lindoso Conchas A capacidade técnica de cada linha de interligação resulta do menor valor entre os troços português e espanhol, tendo em conta as características de projeto da linha e o equipamento de painéis terminais. 2 A capacidade destes circuitos é limitada, sempre ou em alguns períodos, por equipamento dos painéis terminais. 3 Linha que em regime normal de operação está desligada. 4

16 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de Cenários de produção PEGHGT A PEGHGT, para efeitos do presente relatório, inclui a seguinte geração: eólica, mini-hídrica, cogeração, solar e outras. Atendendo à previsão de uma reduzida evolução da sua potência instalada ao longo de 208, foi considerado um valor de potência instalada constante ao longo do ano. Na tabela seguinte, são ilustrados os principais dados sobre esta produção. Tabela 4 Cenários de potência PEGHGT instalada em 208 Tipo Potência [MW] 5250 Mini-hídrica* 620 Cogeração 450 Solar 500 Outros 280 * Inclui 80 MW de PRO hídricas com potência inferior a 30 MW Registe-se que os valores apresentados traduzem, à data de publicação deste relatório, a melhor previsão possível, tendo presente, não só a informação contida nos pedidos de ligação, como também o contacto regular com os promotores. 6.5 Cenários de carga Os diferentes cenários previsionais de consumo (situações de carga de horas de ponta, de cheia e de vazio) para cada período do ano de 208 analisados neste trabalho, são apresentados em detalhe na Tabela 5. De referir que os regimes de carga simulados visam abranger um largo conjunto de cenários representativos da operação do Sistema Elétrico Nacional ( SEN ), não sendo considerados para este efeito cenários mais exigentes (ponta máxima/vazio mínimo, cuja ocorrência tem uma duração mais limitada no conjunto das horas do ano). 5

17 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 Tabela 5 Valores de carga, em MW, por cada patamar do diagrama de cargas para 208 Mês Ponta Cheia Vazio Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Colocação do parque eletroprodutor Português A alocação da produção das centrais para satisfazer o consumo foi efetuada tendo em conta as orientações das Diretivas Europeias sobre a prioridade das energias renováveis e as tendências mais recentes dos mercados, incluindo a evolução do preço da tonelada de CO 2. A produção PEGHGT é colocada como prioritária, sendo a produção eólica simulada para dois cenários de produção: 0 % e 65 % da sua potência instalada. A produção mini-hídrica é simulada de acordo com as produtibilidades típicas do regime hidrológico em causa e da sua distribuição mais usual pelos períodos tarifários. A variabilidade hidroelétrica é considerada através da simulação de cenários húmidos e secos, representando, respetivamente, regimes de maior e menor produção por parte das centrais hídricas. Refira-se, no entanto, que nos períodos em que existam condições para uma elevada produção hidroelétrica na região do Minho, poderão ocorrer situações com restrição de 6

18 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 produção nesta região para garantir as condições de segurança de operação da RNT. Tal deve-se ao facto de as novas centrais de Salamonde II e de Frades II (com um total de potência instalada ca. 000 MW) poderem, do ponto de vista do centro eletroprodutor, ter condições para colocar esta potência sem que estejam ainda concluídos os reforços de rede previstos, designadamente o novo eixo a 400 kv no Minho entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão. Após a conclusão deste eixo, ao qual falta o troço zona de Ponte de Lima Vila Nova de Famalicão, serão ultrapassadas as referidas restrições de geração. No que concerne à colocação das centrais térmicas, é tido em consideração o nível de emissão de CO 2, a tecnologia existente e o rendimento associado à central. A tendência de evolução do preço da tonelada de CO 2 faz com que o diferencial de custos da geração com base nas centrais a carvão relativamente às de gás natural se torne reduzido, mantendo-se, no entanto, a tendência verificada nos últimos anos de um menor custo de produção por parte das centrais a carvão. Nesse sentido, para efeitos do cálculo indicativo da capacidade de interligação para 208, a alocação dos grupos térmicos foi realizada com vantagem para a tecnologia baseada no carvão em detrimento da do gás natural. Pretende-se que esta ordem de colocação das centrais reflita um conjunto abrangente e representativo de cenários de operação do SEN, tão próximo quanto possível das reais condições de funcionamento do mercado. No entanto, não só a evolução do preço dos combustíveis e da tonelada de CO 2, como também alterações substanciais das estratégias de alguns operadores, pode levar a eventuais ajustes dos padrões considerados típicos na presente estimativa e, consequentemente, a desvios efetivos no valor da capacidade de interligação estimado. 6.7 Indisponibilidades de elementos da rede e do parque eletroprodutor Em relação às indisponibilidades programadas de linhas e transformadores, apenas foram consideradas as indisponibilidades superiores a 5 dias com influência na capacidade de interligação, tanto para estrutura física da RNT como também para os elementos da rede espanhola com influência na operação da rede portuguesa. Tendo em conta o possível impacto que as indisponibilidades de elementos de rede podem ter na capacidade de interligação, o passado recente demonstra que, por dificuldades por 7

19 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 vezes alheias às operadoras das redes, nem sempre é possível proceder à sua concretização na data inicialmente prevista, fator que pode alterar os resultados agora publicados. No que diz respeito ao parque eletroprodutor português, o plano de geração e a definição das ordens de mérito por período tiveram em conta os períodos de indisponibilidades programadas dos grupos geradores com impacto na capacidade de interligação (apenas foram consideradas indisponibilidades com duração superior a metade do período em análise e com impacto no valor da NTC). 6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas O limite de saldo de trocas entre Portugal e Espanha apresentado neste documento para cada período do ano de 208, é obtido a partir de uma situação de rede base (cenário em que o saldo de trocas é nulo) por redução (importação) ou por incremento (exportação) da produção do parque eletroprodutor português em regime ordinário, e com uma atuação coordenada, mas em sentido oposto, no parque eletroprodutor espanhol. O redespacho de geração dos parques eletroprodutores português e espanhol é efetuado tendo em conta a estimativa dos custos variáveis das centrais, respeitando os mínimos técnicos de cada uma delas, e tendo em conta os critérios de colocação do parque produtor. De referir que a ordem de mérito das centrais espanholas foi transmitida pela REE. 6.9 Condições da análise de segurança Para cada uma das situações de rede, foi efetuada a verificação dos valores de carga nos equipamentos da RNT, tanto em regime normal, como em regime de contingência n- e n-2 (neste último caso apenas foram consideradas as contingências mencionadas em [2]). Em regime normal de operação, não foi registada qualquer violação dos limites de aceitabilidade de carga e de tensão. Em regime de contingência, e numa primeira fase, foi analisada a evolução dos trânsitos nos elementos da RNT relevantes 5 para a determinação da capacidade de troca. Para além de se terem simulado ciclicamente os disparos de todos os elementos da rede portuguesa, foram também efetuadas algumas contingências sobre a rede espanhola para observar a sua influência na alteração dos trânsitos nos elementos da RNT. 5 Elementos cuja variação de trânsito é superior a % da variação do saldo de trocas. 8

20 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 Os ensaios para a deteção de eventuais sobrecargas em regime de contingência n- e n-2 foram limitados, por razões práticas, a MW de troca em qualquer dos sentidos (imp./exp.). De facto, as análises posteriores desenvolvidas mostram que, num número considerável de cenários, não serão aceitáveis valores de capacidade superiores a MW com a estrutura de rede prevista ao longo de PRINCIPAIS RESTRIÇÕES TÉCNICAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT) 7. Capacidade Técnica de Interligação No Quadro, é ilustrado o valor obtido para a estimativa da capacidade técnica de interligação da RNT nas horas de ponta e cheia e de vazio para o ano de 208, tendo em conta apenas as restrições em elementos da RNT. As indisponibilidades de meios de geração com impacto na capacidade de interligação encontram-se contempladas, quer nos planos de produção, quer nas ordens de mérito desta análise. Complementarmente, apresentam-se em anexo esquemas unifilares com as situações de rede que dão origem aos valores indicados. Os valores apresentados ilustram a capacidade prevista para 208, tanto para saldos de trocas no sentido Portugal Espanha (exportação), como no sentido inverso (importação). A determinação destes valores foi efetuada por período tarifário (horas de Ponta e Cheia e horas de Vazio ) e é apresentada mensalmente sempre que considerado relevante. Os resultados representados a negrito e a itálico na primeira coluna, correspondente a cada período tarifário, são referentes aos valores obtidos com o Plano de Indisponibilidades Inativo, ou seja, com todos os elementos das redes de transporte portuguesa e espanhola disponíveis. Na segunda coluna desse mesmo período tarifário, são ilustradas as capacidades que resultam da aplicação do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE para o ano de 208 (o qual é disponibilizado à REN com base nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois ORT) sempre que os resultados obtidos forem mais restritivos e desde que a sua duração seja igual ou superior a 5 dias. 9

21 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 QUADRO CAPACIDADE TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO PARA 208 VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT (Sem considerar limitações do parque eletroprodutor e da rede de Espanha) Sentido das trocas Portugal Espanha Espanha Portugal Período tarifário Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Plano de indisp. programadas de elementos da rede Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de reduzida produção renovável, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser inferior aos valores de capacidade disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção renovável, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Para efeitos do cálculo da capacidade de interligação, apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 5 dias. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou ainda que programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 208, divergir em relação aos indicados. Os valores de capacidade decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos disponíveis. Até à conclusão do eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão podem ocorrer limitações à produção do parque produtor hídrico desta zona e/ou reduções à capacidade de interligação, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT [], face ao acréscimo da potência instalada na região (num total aproximado de quase 000 MW, com a entrada em serviço das centrais de Salamonde II e de Frades II)

22 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 No sentido de Portugal para Espanha (exportação), constata-se a existência de valores de capacidade na gama dos a MW, não considerando as indisponibilidades dos elementos de rede nem as restrições da rede de transporte espanhola. Os valores mais reduzidos resultam de restrições na linha de interligação a 400 kv Lagoaça Aldeadávila, na região do Douro Internacional, em períodos de forte produção hidroelétrica. Há que referir poderem vir a ocorrer valores de capacidade ainda mais reduzidos, como resultado do já verificado aumento da potência de produção hidroelétricas instalada na região do Minho (centrais de Salamonde II e Frades II) sem que se esteja concluído o eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão. No sentido de Espanha para Portugal (importação), à semelhança do que tem ocorrido nos anos anteriores, os valores mais restritivos identificados são impostos por diferença angular entre duas instalações após contingência, nomeadamente por disparo da linha dupla de interligação Alto Lindoso Cartelle e 2. Ao longo do ano de 208, não considerando as indisponibilidades de elementos de rede nem as restrições da rede de transporte espanhola, perspetivam-se valores mínimos de capacidade de trocas na gama dos ca. 800 a 3 00 MW. Face ao plano de indisponibilidades previsto para 208, é de esperar reduções na capacidade de interligação para valores mínimos da ordem dos ca e 300 MW, respetivamente para saldos de troca no sentido de Portugal para Espanha e de Espanha para Portugal. Salienta-se que a significativa redução da estimativa da capacidade de trocas no sentido de Portugal para Espanha (de MW para MW no mês de setembro e outubro) encontrase associada à indisponibilidade da linha a 400 kv Ferreira do Alentejo - Sines. A existência de desvios angulares elevados encontra-se associada a valores significativos de trânsito nas linhas de interligação, que são motivados pela natural circulação de energia entre as redes portuguesa e espanhola e que aumentam com o próprio incremento do montante de trocas com Espanha. Esta situação foi já identificada em estudos anteriores de planeamento conjunto entre a REN e a REE, apenas ficando ultrapassada com o reforço da interligação entre Portugal e Espanha, designadamente após a concretização da linha de interligação a 400 kv Ponte de Lima Fontefría. 2

23 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de Condicionamentos do parque eletrorodutor A capacidade de interligação disponível para trocas comerciais de energia elétrica entre Portugal e Espanha é condicionada, não só por restrições ao nível da estrutura física da RNT, como também por limitações do parque produtor, cuja origem tem duas razões distintas:. Sentido Portugal Espanha: Em períodos de menor afluência/armazenamento hídrico, a potência disponível por parte destes centros produtores será, em termos médios, necessariamente inferior à potência instalada, facto que, combinado com uma fraca produção PEGHGT e períodos de consumo mais elevados, pode levar à ocorrência de situações de limitação na capacidade do parque produtor português para efeitos de exportação. 2. Sentido Espanha Portugal: Cenários de elevada produção PEGHGT conjugados com níveis de consumo reduzidos podem vir a inviabilizar tecnicamente a redução de produção em Portugal, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Efetivamente, o nível de potência PEGHGT instalada, nomeadamente de natureza eólica, induz, nos períodos de maior produção, a necessidade de dotar o sistema de uma reserva operacional adicional, tendo vindo a limitar com alguma frequência os valores de capacidade de importação em períodos de carga reduzida. Para o ano de 208, à semelhança do que tem vindo a acontecer em anos passados, prevê-se que estas situações possam ocorrer em algumas horas do ano. No entanto, tendo presente a incerteza associada à energia disponível nos aproveitamentos hídricos e eólicos nacionais ao longo do ano de 208, considerou-se prudente não incluir as limitações decorrentes do parque eletroprodutor nos valores indicativos de capacidade comercial de interligação publicados neste documento. Estes deverão ser atualizados nos cálculos efetuados ao nível da gestão diária do sistema, os quais, com informação mais próxima das condições reais de exploração, incorporam melhores previsões no que respeita à realidade operacional do SEN. Até à conclusão do já referido eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão, estima-se que possa vir a ser necessário impor restrições relativamente à potência máxima a injetar na rede por parte das centrais localizadas na região do Minho, tendo em consideração o acréscimo verificado ao valor da potência de produção instalada na região (num total aproximado de quase 000 MW, com a entrada em serviço das centrais de Salamonde II e de Frades II). 22

24 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT) Os valores de capacidade indicativa para fins comerciais são calculados a partir dos resultados da análise técnica que incidiu sobre a rede física de MAT (Quadro, citado no ponto 7), retirando-se uma margem de 0 %, com o mínimo de 00 MW, para fazer face aos desvios de regulação entre os sistemas Ibéricos e à incerteza inerente aos respetivos perfis de carga e de geração. Nestes pressupostos, foi elaborada a estimativa da capacidade de interligação, para importação e para exportação, considerando apenas as restrições na RNT, que se ilustra no Quadro 2. Da observação dos valores deste quadro ressaltam os seguintes principais comentários: Trocas no sentido Portugal Espanha (exportação) Para a maior parte dos cenários e não se considerando as indisponibilidades dos elementos da rede ibérica, não se prevê que a capacidade de interligação venha a ser inferior a MW, antevendo-se mesmo superior a MW em diversos períodos do ano. De referir que valores de capacidade inferiores a MW devem-se sobretudo ao seguinte: - Montantes de produção elevados no Minho, nomeadamente nas novas centrais de Salamonde II e de Frades II, antes de concluído o eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão; - Elevada produção hidroelétrica em certas situações particulares de menor consumo, em que as contingências da linha dupla a 400 kv Alto Lindoso Cartelle e 2, podem conduzir a sobrecargas na linha a 400 kv Lagoaça - Aldeadávila. As indisponibilidades programadas das linhas a 400 kv Ferreira do Alentejo Sines e Alqueva Ferreira do Alentejo, podem vir a provocar fortes reduções na capacidade de interligação para valores da ordem dos MW. 23

25 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 QUADRO 2 - CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 208 VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT (Sem considerar limitações do parque eletroprodutor e da rede de Espanha) Sentido das trocas Portugal Espanha Espanha Portugal Período tarifário Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Plano de indisp. programadas de elementos da rede Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de reduzida produção renovável, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser inferior aos valores de capacidade disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção renovável, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Para efeitos do cálculo da capacidade de interligação, apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 5 dias. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou ainda que programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 208, divergir em relação aos indicados. Os valores de capacidade decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos disponíveis. Até à conclusão do eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão podem ocorrer limitações à produção do parque produtor hídrico desta zona e/ou reduções à capacidade de interligação, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT [], face ao acréscimo da potência instalada na região (num total aproximado de quase 000 MW, com a entrada em serviço das centrais de Salamonde II e de Frades II)

26 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 208 Trocas no sentido Espanha Portugal (importação) Os limites à capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal, cujos valores mínimos se prevê que oscilem entre os ca. 600 e os MW, têm como principal causa desvios angulares de valor elevado entre as subestações de Alto Lindoso e de Cartelle, em consequência do disparo conjunto das duas linhas de interligação a 400 kv Alto Lindoso - Cartelle e 2, que partilham os mesmos apoios. As situações de limitação por desvio angular são consequência do elevado montante de produção na zona da Galiza (nomeadamente renovável) e/ou elevados montantes de consumo para bombagem nas centrais hidroelétricas na região do Minho (Salamonde II, Frades e Frades II num total de potência instalada até cerca de 200 MW). Estas limitações apenas serão ultrapassadas com a construção da nova linha de interligação Ponte de Lima - Fontefría. De realçar que, considerando a injeção na rede da produção das novas centrais hidroelétricas de Salamonde II e de Frades II (com uma potência instalada de aproximadamente 000 MW) antes da conclusão do eixo a 400 kv entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão, antecipa-se, para regimes de elevada produção na região do Minho, a necessidade de impor limitações à geração do parque eletroprodutor desta zona e/ou proceder a reduções na capacidade de interligação para valores inferiores aos apresentados, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT []. Estas restrições serão ultrapassadas após a entrada em serviço do referido eixo entre as subestações de Pedralva e de Vila Nova de Famalicão. As indisponibilidades previstas para 208, nomeadamente das linhas a 400 kv Armamar Recarei, Riba d Ave Recarei e Rio Maior Alto de Mira, induzirão reduções na estimativa da capacidade de interligação para valores da ordem de 200 a 600 MW. Como já referido neste relatório, montantes elevados de produção de natureza eólica em períodos de menor carga (horas de vazio), pode levar a que a capacidade de importação seja reduzida para valores inferiores aos apresentados no Quadro 2. Estes cenários podem ser ainda mais gravosos, caso as afluências hídricas sejam relativamente elevadas. 25