Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 2011 Considerando apenas restrições na RNT ÍNDICE

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1 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 2011 (Considerando apenas restrições na RNT) Divisão Planeamento da Rede Departamento Planos de Rede RL NOVEMBRO

2 Considerando apenas restrições na RNT ÍNDICE SUMÁRIO EXECUTIVO ÂMBITO METODOLOGIA CONTEÚDO BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE REFORÇOS DA RNT E DE EVOLUÇÃO DO PARQUE PRODUTOR PARA Evolução da estrutura física da RNT em Reforço da compensação de reactiva Perspectivas de evolução do parque produtor 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 injecção PRE Cenários de carga Colocação do parque produtor Português Indisponibilidades de elementos da rede e do parque produtor Metodologia de aumento/redução das trocas Condições da análise de segurança PRINCIPAIS RESULTADOS Capacidade Técnica de Interligação Condicionamentos do Parque Produtor CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS CONSIDERAÇÕES FINAIS BIBLIOGRAFIA GLOSSÁRIO ANEXOS... I 2

3 Considerando apenas restrições na RNT SUMÁRIO EXECUTIVO 1. Este relatório, intitulado Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 2011, dá provimento ao estipulado nos artigos 32º e 33º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de Agosto de 2007, quanto à determinação dos valores previsionais de capacidade de interligação disponível para fins comerciais (NTC) para o ano seguinte. Para a determinação da NTC foi seguida a metodologia aprovada pela ERSE em 13 de Fevereiro de 2007 [3], que tem por base a detecção do limite máximo do saldo de trocas no conjunto das interligações, respeitando os critérios de segurança da RNT, quer em regime normal de operação da RNT, quer em regime de contingência. As capacidades apresentadas neste relatório reflectem exclusivamente as limitações encontradas na RNT, suportadas em diferentes cenários de funcionamento do sistema eléctrico Ibérico interligado e nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional de ambos os TSOs (REN e REE), rubricados por estes dois operadores de sistema no Acordo Conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação, redigido em Nesse sentido, os valores de NTC agora publicados não incorporam nem informação sobre situações mais restritivas resultante de cálculo semelhante a efectuar pela REE, nem as eventuais reduções de NTC induzidas por limitações operacionais impostas pelo parque electroprodutor nacional, as quais serão apenas determinadas na gestão diária da rede. Por outro lado, é de realçar o carácter indicativo destes resultados na medida em que as ocorrências na operação real do sistema podem diferir um pouco das situações típicas consideradas representativas neste cálculo. Em particular estas capacidades são, entre outros factores, muito dependentes das efectivas indisponibilidades que ocorrem nos elementos do sistema. 2. O processo de cálculo da capacidade comercial de interligação obedeceu a uma determinação prévia das efectivas capacidades técnicas da rede física de Muito Alta Tensão (MAT), às quais é deduzida uma margem de 10% (com o mínimo de 100 MW) para colmatar incertezas de funcionamento do sistema. 3

4 Considerando apenas restrições na RNT A tabela síntese seguinte ilustra os valores de NTC previstos para 2011, tanto para saldos de trocas no sentido Espanha Portugal (importação), como no sentido inverso (exportação). A determinação dos valores de NTC foi efectuada por período tarifário (horas de Ponta e Cheia e horas de Vazio ) e apresentada mensalmente sempre que considerada 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 Inactivo, ou seja, com todos os elementos das redes de transporte portuguesa e espanhola disponíveis. Na segunda coluna desse mesmo período tarifário são ilustrados as capacidades que resultam da eventual execução do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE. Embora as indisponibilidades sejam calendarizadas e acordadas entre os ambos os TSO s (REN e REE) para os períodos mais favoráveis de operação dos sistemas eléctricos interligados (neste trabalho só foram consideradas indisponibilidades com duração superior a quinze dias) é notório que algumas delas podem impor reduções de capacidade relativamente aos valores de NTC quando calculados na hipótese de total disponibilidade dos elementos das redes. 4

5 Considerando apenas restrições na RNT CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2011 VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT (Sem considerar limitações do parque produtor 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 RNT Inactivo Activo Inactivo Activo Inactivo Activo Inactivo Activo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de baixa hidraulicidade e fraca produção PRE, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser claramente inferior aos valores de NTC disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção PRE, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, em consequência da inexistência de centros produtores passíveis de redução em Portugal. Para efeitos do cálculo de NTC apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 15 dias. Os valores de NTC decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações na NTC mais gravosas do que a situação de rede com a totalidade dos elementos da RNT disponíveis. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de NTC poderão, em alguns períodos do ano de 2011, divergir em relação aos indicados. 5

6 Considerando apenas restrições na RNT 3. Os valores de NTC estimados para 2011, no sentido de Espanha para Portugal nas horas de ponta/cheia, situam-se na gama dos 1600/2000 MW, registando-se os valores mais restritivos nos meses de Verão. Nos períodos de vazio a capacidade de importação encontra-se aproximadamente entre 1350 e 2000 MW. A principal restrição à NTC identificada neste estudo é a ocorrência de desvios angulares elevados entre as subestações de A. Lindoso e Cartelle, em consequência do disparo da linha dupla A. Lindoso-Cartelle a 400 kv. Esta restrição continuará a fazer-se sentir de forma preponderante até à conclusão da nova interligação de 400 kv Minho-Galiza (prevista para 2014), situação cuja maior ou menor gravidade depende do futuro crescimento do parque produtor na região da Galiza, da concretização de alguns reforços de rede (novas linhas) em Espanha e dos perfis de geração/consumo na região Noroeste da Península Ibérica. No que respeita ao impacto na capacidade de importação do Plano de Indisponibilidades programadas de linhas e transformadores da RNT, destacam-se as seguintes situações: Indisponibilidade das linhas R. Ave-Recarei 1 ou 2 a 400 kv, as quais podem induzir significativas limitações na NTC nalguns períodos (valores até 400 MW nas situações mais desfavoráveis de acordo com os ensaios efectuados) nos meses de Junho, Julho e Agosto (duração média prevista da indisponibilidade de cada linha: 45 dias). Indisponibilidade das linhas de 400 kv Sines-Palmela 2 ou 3 (Abril e Maio) que pode induzir, nalguns regimes, a redução da NTC até valores de 1350 MW (duração média prevista da indisponibilidade de cada linha:30 dias). 4. No sentido de Portugal para Espanha, foram estimados valores na gama mais provável de 1250 a 1850 MW, que resultam, na maior parte das vezes, de limitações impostas por desvios angulares entre as subestações de Alqueva e Brovales, em consequência do disparo da linha de interligação Alqueva-Brovales a 400 kv. A indisponibilidade da linha Sines F.Alentejo a 400 kv, prevista para Outubro de 2011, poderá vir a reduzir a capacidade comercial de exportação para valores na ordem dos 1200/1500 MW em determinados cenários de rede (duração média prevista da indisponibilidade:30 dias). Também a indisponibilidade das linhas R. Ave-Recarei 1 ou 2 a 400 kv, prevista o Verão de 2011, poderá vir a reduzir a NTC até 900 MW no sentido Portugal Espanha (duração média prevista da indisponibilidade de cada linha:45 dias). 6

7 Considerando apenas restrições na RNT 5. No curto/médio prazo ( ), a REN, SA irá prosseguir a realização do seu plano de investimentos, de que se destaca, para efeitos da capacidade de interligação, a conclusão do eixo de 400 kv entre Recarei e Lagoaça, com a entrada em serviço da linha Recarei-Armamar a 400 kv, e a construção do eixo de interligação Portimão-Tavira-P. Guzman (Espanha). A mais longo prazo encontra-se prevista a construção da segunda linha de interligação a 400 kv Minho-Galiza (2014) que, em conjunto com a concretização de reforços internos em ambas as redes ibéricas já identificados em estudos conjuntos REN-REE, irá proporcionar um funcionamento mais eficaz e seguro das redes ibéricas de electricidade, bem como futuros e significativos incrementos na capacidade de interligação, fundamentalmente no sentido Espanha Portugal. 7

8 Considerando apenas restrições na RNT 1. ÂMBITO Este relatório, elaborado pela REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. (REN, SA), enquanto concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento ao estipulado nos artigos 32º e 33º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de Agosto de Em particular, o conteúdo dos pontos 2 e 4 do citado artigo 32º refere que o operador da rede de transporte em Portugal continental deve efectuar os estudos necessários à determinação da capacidade de interligação disponível para importação ou exportação que pode ser livremente usada para fins comerciais, para cada um dos meses do próximo ano civil, simulando diferentes cenários de produção e consumo para diferentes regimes de hidraulicidade e de eolicidade. Por seu lado, o ponto 4 do artigo 33º refere que, tanto os estudos efectuados, como os valores indicativos da capacidade disponível, devem ser enviados à Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) até 30 de Novembro de cada ano. A REN, SA, nos termos dos artigos 34º e 41º do RARI, irá publicar e manter disponível na sua página de Internet os valores indicativos de capacidade de interligação para fins comerciais e actualizá-los-á sempre que haja alterações de significado que tal justifiquem. As análises técnicas realizadas neste estudo debruçam-se apenas sobre a rede portuguesa incluindo as linhas de interligação, em sintonia com os critérios de segurança acordados entre REN, SA e REE, SA no Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação. Em sequência, os valores de capacidade resultantes desta análise devem ser confrontados com os calculados pelo operador de rede de transporte espanhola, Red Eléctrica de España, SA (REE, SA), a fim de se obter uma matriz de cruzamento, em que os valores finais serão os mais restritivos das análises efectuadas por cada uma das empresas. Até à data do presente relatório, a REE, SA ainda não nos transmitiu os seus resultados. Deste modo, a publicação dos valores finais será efectuada na página de internet da REN, SA, logo que os mesmos estejam disponíveis. Deve salientar-se o carácter indicativo destes valores, visto que eles são estimados com uma larga antecipação, tendo por base situações típicas consideradas representativas do funcionamento dos sistemas eléctricos ibéricos interligados, enquanto na operação real do sistema podem sobressair particularidades de alocação do parque produtor e de 8

9 Considerando apenas restrições na RNT indisponibilidades de elementos da rede que alterem de modo mais ou menos significativo os referidos valores. 2. METODOLOGIA A metodologia para a determinação da capacidade de interligação anual que serviu de base para o presente estudo, foi aprovada pela ERSE em 13 de Fevereiro de 2007 [3] e tem por base a detecção do limite máximo do saldo de trocas no conjunto das interligações, a partir do qual os critérios e regras de segurança da RNT deixam de ser respeitados, quer em regime normal de operação da RNT quer em regime de contingência. Em Outubro de 2007, a REN e a REE, celebraram também um Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [4], onde estipularam um conjunto de metodologias operacionais necessárias à realização destes estudos. De forma a dar cumprimento a este acordo foram trocados com a REE os cenários previstos 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 antevisto para o ano de O processo de cálculo da capacidade de interligação divide-se em dois níveis. Um primeiro nível de análise consiste na verificação de eventuais violações dos limites térmicos de capacidade dos elementos da RNT, tanto para o funcionamento da rede em condições de disponibilidade total dos seus elementos (regime n ), como em condições de contingência (regimes n-1 e n-2 ). Para determinar a aceitabilidade do valor da carga nos elementos da RNT em função da variação imposta para o saldo de potência de interligação, a análise foi efectuada com o recurso a um modelo de rede de aproximação linear (DC). A necessidade desta aproximação prende-se com o elevado número de redes típicas analisadas, que tornaria o processo de cálculo bastante mais moroso se o mesmo fosse feito em modelo mais rigoroso (AC). Contudo, constata-se que, do ponto de vista do trânsito nos elementos da RNT, este modelo simplificado apresenta resultados fiáveis. Os trânsitos de potência para a situação mais limitativa apresentam-se nos esquemas unifilares em anexo. Num segundo nível de análise os valores de capacidade de interligação obtidos são simulados no modelo AC, o qual permite verificar o cumprimento do critério de desvio angular máximo entre duas subestações, após contingência, e o de aceitabilidade de perfis de tensão. 9

10 Considerando apenas restrições na RNT 3. CONTEÚDO Para além da indicação dos valores de capacidade de interligação técnica a que resulta das simulações de segurança da rede física de Muito Alta Tensão (MAT) efectuadas nos vários cenários de rede e a disponível para fins comerciais, no sentido da exportação e da importação, este relatório divulga ainda informação sobre: A topologia de rede em cada mês, através do esquema unifilar com a indicação do valor dos trânsitos em cada elemento da rede 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 a 31 de Dezembro de 2009, que está disponível na página de internet da REN, SA). As cargas activa e reactiva em cada barramento da RNT, em cada mês nas três diferentes situações do diagrama de cargas: horas de ponta, cheia e vazio. Os planos de produção do parque produtor térmico e hídrico em regime ordinário (PRO), de acordo com a ordem de mérito previsional dos mercados tendo em conta os regimes hidrológicos. Os planos de geração da produção em regime especial (PRE), quer a ligada à RNT quer a ligada aos 60 kv ou redes de tensão inferior. A capacidade técnica de transporte de cada linha de interligação. Pretende-se que este conjunto abrangente de informação, para além de preencher os requisitos do artigo 33º do RARI, constitua também uma fonte alargada e coerente de informação que torne o conteúdo deste relatório facilmente interpretável e compreensível por terceiros. 10

11 Considerando apenas restrições na RNT 4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE 2010 Projectos de reforço da RNT Em 2010 entraram em serviço importantes projectos de reforço da RNT que proporcionam a integração de nova geração, a melhoria do abastecimento dos consumos e a flexibilidade de adaptação da rede a novos comportamentos de geração em ambiente de mercado (alteração da ordem de mérito das centrais). Estes reforços apresentam, igualmente, um impacto positivo na estrutura e segurança global do sistema e na manutenção e/ou melhoria da capacidade de interligação, dos quais se destacam os seguintes: Abertura da subestação de Armamar 400/220 kv e construção da nova linha de 400 kv Armamar-Lagoaça (entrada ao serviço prevista para Dezembro de 2010), por upgrade de parte da antiga linha Pocinho-Valdigem 2 a 220 kv. Associado a este projecto está previsto o desvio para Armamar das linhas de 220 kv Pocinho-Valdigem 1, Valeira-Valdigem 1 e 2 e Valdigem-Carrapatelo 2 e 3, com o objectivo de optimizar o escoamento dos fluxos provenientes das centrais da região do Douro Internacional. Entrada em serviço da subestação de Lagoaça, numa primeira fase apenas com o nível 220 kv incluindo uma reestruturação da rede de interligação com Espanha neste nível de tensão e, numa segunda fase, com o nível 400 kv e autotransformação 400/220 kv, estrutura que permitirá estabelecer uma nova linha de interligação de 400 kv com Espanha (linha Lagoaça-Aldeadávila, prevista para Dezembro de 2010). Ligação a 400 kv entre Paraimo e Armamar por ligação do 2º terno na linha dupla de 400 kv actualmente existente entre estas subestações. O 1º terno desta linha mantém-se explorado a 220 kv e interliga actualmente as subestações Paraimo e Valdigem/Armamar. Entrada em serviço da linha de 400 kv Lavos-Batalha que permitiu optimizar os elevados trânsitos de potência que podem ocorrer na zona litoral centro, consequência da recente ligação de duas novas centrais térmicas de CCGT, uma em Lares e outra no Pego (Elecgás). 11

12 % do ano % % do do ano ano Considerando apenas restrições na RNT Uprating das seguintes linhas: R. Ave-Oleiros (troço Pedralva-Oleiros), a 150 kv Alto de Mira-posto de corte da Pontinha, a 220 kv Palmela-Setúbal 3, a 150 kv Carregado-Carriche (troço entre Carregado e Fanhões), a 220 kv Instalação da primeira bateria de condensadores no nível de MAT (100 Mvar na subestação de Trajouce previstos para final de 2010) que permite a melhorar os perfis de tensão em regimes de ponta de consumo na região de Lisboa, situação que se revela mais problemática em cenários de importação elevada. Evolução da capacidade de interligação nos primeiros 11 meses de 2010 Os valores de capacidade (horários) efectivamente verificados no mercado diário (MIBEL) encontram-se reproduzidos nos dois gráficos de barra seguintes. Os valores observados no sentido Espanha Portugal indiciam uma clara tendência incremental no ano de 2010 os 90,0% 90% 80,0% 80% 70,0% 70% 60,0% 60% 50,0% 50% 40,0% 40% 30,0% 30% 20,0% 20% 10,0% 10% 0,0% 0% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Capacidade comercial de importação (MW) (sentido Espanha -> Portugal) < 1000 [ [ [ [ >=1400 Classes Capacidade comercial de exportação (MW) (sentido Portugal -> Espanha) < 1000 [ [ [ [ >=1400 Classes (até (até Nov) Nov) (até 10 Nov) quais, mais recentemente, resultaram da contribuição positiva da conclusão das primeiras fases do projecto da nova subestação da Lagoaça, em particular, da entrada em serviço dos 220 kv. Nota-se que, na maioria das horas do ano de 2010, os valores de NTC foram iguais ou superiores a 1400 MW. No sentido Portugal Espanha os valores de capacidade foram, em termos gerais, apenas marginalmente superiores aos verificados no ano de 2009, esperandose no entanto que, com a conclusão das novas linhas de interligação a 400 kv Lagoaça-Aldeadávila (2010) Tavira-P. Guzman (2012) e com o desenvolvimento de alguns reforços internos em cada um dos sistemas e 12

13 Considerando apenas restrições na RNT ibéricos, os valores de NTC nos próximos anos possam seguir um nítida trajectória de subida. Acrescente-se ainda que os resultados apresentados são condicionados por cenários desfavoráveis de alocação do parque produtor ibérico, por indisponibilidade de elementos das redes e por alguns atrasos na conclusão de projectos. De referir que na origem de uma certa contenção no aumento dos valores da capacidade de interligação, no sentido Espanha Portugal, esteve a ocorrência de situações em que a produção PRE atingiu valores elevados de produção em simultâneo com regimes de carga baixos (vazios), factor que induz a redução da capacidade de interligação por impossibilidade de maior redução de produção PRO devido à necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Embora tenham ocorrido estes condicionalismos, a manutenção do valor de NTC em gamas razoavelmente altas ficou a dever-se, em grande parte, à continuação da implementação de uma estratégia coordenada de reforços entre as duas empresas de transporte ibéricas e da concretização (com maior ênfase no período de 2001 a 2007) do amplo programa de aumento de capacidade de grande parte das linhas de 220 kv da RNT (elevação da temperatura máxima de operação para 85ºC). Verificou-se também que, após terem sido ultrapassadas as situações mais restritivas por constrangimentos nas linhas de 220 kv da zona do Douro Internacional, a condição que surge amiúde como mais restritiva para o NTC é o valor limite de desvio angular entre duas subestações, normalmente subestações fronteira entre Portugal e Espanha. Esta situação resulta da actual localização desequilibrada do parque produtor ibérico que provoca elevados fluxos norte-sul na fronteira Minho-Galiza em regimes de importação e grandes trânsitos na interligação Alqueva-Brovales em regimes de exportação. Segundo os planos conjuntos de desenvolvimento das redes no âmbito do MIBEL, prevê-se que esta situação seja progressivamente mitigada com o desenvolvimento interno das redes de cada país e com a construção das futuras linhas de interligação a 400 kv, Tavira Puebla de Guzman e V. Fria-O Covelo, respectivamente, nos horizontes de 2011 e REFORÇOS DA RNT E DE EVOLUÇÃO DO PARQUE PRODUTOR PARA Evolução da estrutura física da RNT em 2011 O mapa apresentado em sequência dá uma panorâmica da estrutura prevista da RNT que poderá estar em serviço no final de

14 Considerando apenas restrições na RNT No capítulo dos projectos de investimento da RNT previstos para o próximo ano e que são importantes para o incremento da capacidade de interligação, salientam-se os seguintes: Construção da linha de interligação Tavira-P.Guzman a 400 kv 1 Embora a REN esteja em condições de finalizar o troço português da linha de interligação de 400 kv Tavira-P. Guzman até final do ano de 2011, informações recentes provenientes da nossa homologa espanhola dão conta que a REE está com atrasos no processo de licenciamento do troço espanhol desta linha, pelo que é expectável que a entrada em serviço desta interligação só aconteça em Efectivamente, a entrada em serviço desta nova interligação, permitirá atenuar a restrição de NTC identificada no sentido Portugal Espanha, por consequência de desvios angulares elevados (>30º) entre as subestações de Alqueva e Brovales, após contingência. Reforço de capacidade de linhas de 220 kv Dando sequência à estratégia de reforço da capacidade das linhas existentes iniciada pela REN há uns anos atrás está prevista, para 2011, o reforço das linhas de 220 kv Carregado-Rio Maior 2 e 3. Este reforço traduz-se, fundamentalmente, por reabilitação e alteamento da estrutura das linhas para uma temperatura de operação de 85ºC, o que representa um aumento na capacidade de transporte de cada uma das linhas entre 150 a 200 MW. 1 Informações recentes da REE dão notícia de atrasos na concretização desta interligação por dificuldades no processo de licenciamento. 14

15 Considerando apenas restrições na RNT 5.2 Reforço da compensação de reactiva Encontra-se previsto para o ano de 2011 a instalação de uma nova bateria de 100 Mvar nos 220 kv de Fanhões, com o objectivo de compensar o consumo de energia reactiva e assim melhorar o controlo de tensão nos barramentos na região de Lisboa. Este reforço assume maior importância nos cenários de importação, na medida em que o número de geradores ligados na rede portuguesa para controlo de tensão e geração de energia reactiva é menor. 5.2 Perspectivas de evolução do parque produtor em 2011 No que diz respeito à produção em regime ordinário, para o ano de 2011, prevê-se a entrada em serviço, no quarto trimestre, dos reforços nos aproveitamentos hidroeléctricos de Picote e Bemposta, com a conclusão das centrais do Picote II (239 MW) e da Bemposta II (182 MW). Quanto à PRE e de acordo com as previsões de evolução apresentadas em [1], é perspectivada a continuação do seu crescimento de forma sustentada, em particular na componente eólica. 5.3 Plano de Indisponibilidades para 2011 Os elementos da RNT incluídos no respectivo Plano de Indisponibilidades programadas previsto para o ano 2011 e que têm reflexos mais significativos na capacidade de interligação 2, são apresentados na tabela seguinte: Tabela 2-Programa de indisponibilidades previstas para 2011 em elementos da RNT com influência na capacidade de interligação. Linha Tensão [kv] Período considerado Pocinho-Saucelle 220 Jan e Ago Recarei-Lavos 400 Mar Palmela-Sines Abr Palmela-Sines Mai Recarei-Paraimo 400 Abr e Mai R. Ave-Recarei Jun e Jul R. Ave-Recarei Ago Sines-F. Alentejo 400 Out 2 Para efeitos de simulação apenas foram consideradas as indisponibilidades de elementos cujo período fosse superior a 15 dias 15

16 Considerando apenas restrições na RNT As indisponibilidades do parque produtor PRO são consideradas 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 com duração superior a 15 dias. Mais especificamente os grupos considerados indisponíveis para efeitos deste trabalho são: 1 grupo na central de ciclo combinado da Tapada do Outeiro nos meses de Setembro, Outubro e Novembro Central hídrica de Venda Nova nos meses de Junho, Julho e Agosto 6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO 6.1 Situações de rede Para cada mês foram consideradas três situações de carga (ponta, cheia e vazio) conjugadas com dois regimes hidrológicos (húmido e seco) e dois cenários eólicos (10% e 65% da sua potência instalada), para as duas situações de troca (importação e exportação), o que perfaz um total de 154 potenciais situações para simulação. Contudo, assumindo-se por experiência anterior que algumas das situações não se revelam limitativas ou que a limitação advém não só da RNT mas também do parque electroprodutor (nomeadamente as importações nos regimes de forte produção renovável e cargas de vazio), foram excluídas das análises 37 desses casos, factor que também permite aligeirar o esforço de tratamento da informação. Nos quadros de detalhe apresentados em anexo esses casos são referidos como n.s. (não simulado). 6.2 Cenários da rede de Espanha Por parte da REE, SA e tendo presente o Acordo conjunto REE-REN sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [4], recebemos a topologia, perfil de geração/consumo e ordem de mérito das centrais para cinco períodos do ano de 2011, assim como o plano de indisponibilidade programadas de elementos da rede espanhola para o ano de

17 Considerando apenas restrições na RNT 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 [2]. Tabela 3 Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT 1 kv Linha Capacidade em regime nominal [MVA] Inverno Verão Alto Lindoso Cartelle 1 Alto Lindoso Cartelle Falagueira Cedillo Alqueva Balboa Lagoaça-Aldeadávila Pocinho Aldeadávila Pocinho Aldeadávila Pocinho Saucelle Lindoso Conchas A capacidade técnica de cada linha de interligação resulta do mínimo valor entre os troços espanhol e português, tendo em conta o equipamento de painéis terminais e as características de projecto da linha. 2 A capacidade destes circuitos é limitada, em alguns meses, pelo equipamento dos painéis terminais. 3 Linha que, em regime normal, está desligada. 6.4 Cenários de injecção PRE A PRE foi classificada por quatro naturezas: eólica, mini-hídrica, cogeração e outras. Atendendo à incerteza na determinação exacta dos seus valores ao longo dos meses de 2011 foi efectuada uma agregação por quadrimestre. Na tabela seguinte são ilustradas os principais dados sobre esta produção. 17

18 Considerando apenas restrições na RNT Tabela 4 Cenários de potência PRE instalada no ano de 2011 Natureza da PRE 1º quadrimestre 2º quadrimestre 3º quadrimestre Mini-hídrica Cogeração Outros Cenários de carga Os diferentes cenários de consumo analisados neste trabalho são apresentados em detalhe na tabela 5. As situações de carga consideradas para cada mês do ano de 2011 foram agrupadas de forma sazonal, sempre que tal represente uma aproximação fiável para o período do ano em análise. À semelhança de anos anteriores foram analisadas as situações de carga: horas de ponta, de cheia e de vazio. Tabela 5 Valores de carga, em MW, por cada patamar do diagrama de cargas Janeiro Mês Ponta Cheia Vazio Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

19 Considerando apenas restrições na RNT 6.6 Colocação do parque produtor Português A alocação da potência das centrais para satisfazer o consumo foi efectuada tendo em conta as orientações das Directivas 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 variabilidade hidroeléctrica é considerada através da simulação de dois cenários: o de alta e o de baixa produtibilidade hidroeléctrica, respectivamente com níveis de produção de 140 e 60% face ao ano de hidraulicidade média. A produção PRE é colocada como prioritária. A potência eólica é simulada para dois cenários de injecção na RNT: de 10% e 65% da sua potência instalada. A produção mini-hídrica é simulada de acordo com as produtibilidades típicas do regime hidrológico e da sua distribuição mais usual pelos períodos tarifários. 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 muito reduzido. Nesse sentido, para efeitos do cálculo indicativo da capacidade de interligação para 2011, a alocação dos grupos térmicos foi realizada de forma intercalada (entre os grupos a carvão e os grupos a gás natural), com ligeira vantagem para a tecnologia do carvão. Para a gestão das centrais de ciclo combinado, considera-se que a central da Tapada do Outeiro é a que apresenta custos variáveis produção mais favoráveis (resultante das condições contratuais), sendo que os restantes centros produtores a CCGT são alocados pressupondo que os mais recentes têm um rendimento mais elevado face aos mais antigos. No que respeita às centrais a carvão de Sines e do Pego, considerou-se que Sines terá, em média, custos de variáveis de produção (combustível + CO 2 ) mais competitivos. Pretende-se que esta ordem de colocação das centrais reflicta um conjunto abrangente e representativo de cenários de operação do SEN, tão próxima 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 a ocorrência de alterações substanciais nas estratégias dos operadores, pode levar a eventuais ajustes dos padrões considerados típicos na presente estimativa e, consequentemente, a desvios efectivos no valor da capacidade de interligação estimado. 19

20 Considerando apenas restrições na RNT 6.7 Indisponibilidades de elementos da rede e do parque produtor No que diz respeito ao parque produtor português, o plano de geração e a definição das ordens de mérito mensais 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 15 dias). Em relação às indisponibilidades programadas de linhas e transformadores, apenas foram consideradas as indisponibilidades superiores a 15 dias, tanto para estrutura física da RNT como para a rede de Espanha. 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 vezes alheias às operadoras das redes, nem sempre é possível proceder à sua concretização na data inicialmente prevista, factor que pode alterar os resultados agora publicados. 6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas O limite de saldo de trocas entre duas redes (portuguesa e espanhola) 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) do parque electroprodutor português em regime ordinário e com uma actuação coordenada mas em sentido oposto no parque electroprodutor espanhol. O redespacho de geração dos parques electroprodutor português e espanhol é efectuado 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 definidos em [2]. De referir que a ordem de mérito das centrais espanholas foi-nos transmitida pela REE, SA. 6.9 Condições da análise de segurança Para cada uma das situações de rede foi efectuada uma verificação das condições de sobrecarga tanto em regime normal, como em regime de contingência n-1 e n-2 (neste último caso apenas foram consideradas as contingências mencionadas em [2]). No regime normal não foi registada qualquer violação dos limites de aceitabilidade de sobrecarga e de tensão. 20

21 Considerando apenas restrições na RNT Em regime de contingência, e numa primeira fase, foi analisada a evolução do trânsito nos elementos relevantes 3 da RNT 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 ensaiados contingências na rede espanhola para observar a sua influência na alteração de trânsitos nos elementos da RNT. Os ensaios para a detecção de sobrecargas em regime de contingência n-1 e n-2 foram limitados, por razões práticas, a 2500 MW. De facto, análises posteriores dedicadas a investigar as desfasagens angulares e os perfis de tensão vieram confirmar que poucas vezes serão aceitáveis valores de capacidade superiores a cerca de 2500 MW com a estrutura da rede ibérica prevista para PRINCIPAIS RESULTADOS 7.1 Capacidade Técnica de Interligação No quadro 1 é ilustrado o valor obtido para a capacidade técnica de interligação da RNT nas horas de ponta e cheia e de vazio estimada para o ano de 2011, tendo em conta apenas as restrições em elementos da RNT. As indisponibilidades dos 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 os esquemas unifilares com as situações de rede que dão origem aos valores indicados no quadro 1. 3 Elementos cuja variação de trânsito é superior a 1% da variação do saldo de trocas. 21

22 Considerando apenas restrições na RNT QUADRO 1 CAPACIDADE TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO PARA 2011 VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT (Sem considerar limitações do parque produtor 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 RNT Inactivo Activo Inactivo Activo Inactivo Activo Inactivo Activo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Par efeitos do cálculo de NTC apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 15 dias. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 2011, divergir em relação aos indicados. Os valores de NTC decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações na NTC mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos da RNT disponíveis. 22

23 Considerando apenas restrições na RNT Para cada situação do patamar de carga Ponta e Cheia e Vazio, são apresentados os resultados quer para a situação de referência (sem indisponibilidades de elementos da rede), quer com a consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas para 2011 de elementos da RNT com impacto na capacidade de interligação. Neste último caso, só é mencionado o resultado se este for mais restritivo do que o anterior e desde que a sua duração seja igual ou superior a quinze dias. Em anexo é apresentado, em esquema unifilar, o trânsito de potência nos elementos da RNT para a situação mais restritiva de cada mês com todos os elementos da rede disponíveis, quer para importação quer para exportação. Refira-se que a grande parte dos valores mais restritivos, quer no sentido de importação quer no sentido de exportação, não são impostos por sobrecarga de elementos da rede, mas sim por diferença angular entre duas instalações após contingência, nomeadamente nas linhas de interligação. A existência de desvios angulares elevados encontra-se associada, aos significativos valores de trânsitos nas linhas de interligação que são motivados pela natural circulação de potência entre as redes portuguesa e espanhola e que aumentam como o próprio incremento do montante de trocas com Espanha. 7.2 Condicionamentos do Parque Produtor A capacidade de interligação disponível para trocas comerciais de energia eléctrica entre Portugal e Espanha é condicionada não só por restrições ao nível da estrutura física da RNT, como também por limitações do parque produtor, cuja origem tem duas razões distintas: 1. Sentido Portugal Espanha: Em períodos de menor afluências/armazenamento hídrico a potência disponível por parte destes aproveitamentos será, em termos médios, necessariamente inferior à potência instalada, facto que, combinada com uma fraca produção PRE e períodos de consumo mais elevados, pode levar à ocorrência de situações de limitada capacidade do parque produtor português para exportar. 2. Sentido Espanha Portugal: Cenários de elevada produção PRE conjugados com níveis de consumos reduzidos que inviabilizam tecnicamente a redução de produção em Portugal por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Efectivamente o incremento do nível de potência PRE instalada, que não vai a mercado e que induz a necessidade de dotar o sistema de uma reserva operacional maior do que o habitual para fazer face às suas características de grande 23

24 Considerando apenas restrições na RNT volatilidade, tem vindo a limitar com alguma frequência os valores de capacidade de importação em períodos de carga reduzida. Para o ano de 2011, à semelhança do que aconteceu em 2010, prevê-se que esta situação possa ocorrer algumas horas do ano. No entanto, para fazer face à incerteza associada à energia disponível nos aproveitamentos hídricos e eólicos nacionais no ano de 2011, considerou-se prudente não incluir as limitações do parque produtor nos valores indicativos de capacidade comercial de interligação publicados neste documento, devendo estes ser actualizados nos cálculos efectuados ao nível da gestão diária do sistema, os quais incorporam melhores previsões no que respeita à realidade operacional do sistema. 8. CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS Os valores da capacidade indicativa para fins comerciais são calculados a partir dos resultados da análise técnica que incidiu sobre a rede física de MAT (Quadro 1, citado do ponto 7), retirando-se uma margem de 10% com o mínimo de 100 MW (para valores inferiores a 1000 MW de capacidade técnica de interligação) para fazer face aos desvios de regulação entre os sistemas Ibéricos e à incerteza inerente aos respectivos perfis de carga e de geração previstos para Nestes pressupostos, foi elaborada a estimativa da capacidade de interligação disponível, para importação e para exportação, que pode ser livremente usada para fins comerciais, e que se documenta no Quadro 2. 24

25 Considerando apenas restrições na RNT QUADRO 2 CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2011 VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT (Sem considerar limitações do parque produtor 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 RNT Inactivo Activo Inactivo Activo Inactivo Activo Inactivo Activo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de baixa hidraulicidade e fraca produção PRE, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser claramente inferior aos valores de NTC disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção PRE, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, em consequência da inexistência de centros produtores passíveis de redução em Portugal. Para efeitos do cálculo de NTC apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 15 dias. Os valores de NTC decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações de NTC mais gravosas do que a situação de rede com a totalidade dos elementos da RNT disponíveis. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de NTC poderão, em alguns períodos do ano de 2011, divergir em relação aos indicados. 25

26 Considerando apenas restrições na RNT Da observação dos valores desta tabela ressaltam os seguintes principais comentários: No sentido de Portugal para Espanha (exportação) Na grande maioria dos casos de exportação as situações mais limitativas na rede portuguesa resultam de um desvio angular elevado entre as subestações de Alqueva e de Brovales (Espanha) perante a contingência da linha que interliga as citadas duas subestações. Nas situações de vazio seco a limitação da capacidade de exportação pode ocorrer também por sobrecarga na linha F.Alentejo - Ourique a 150 kv por disparo da linha Sines - F.Alentejo, a 400 kv. Estudos de planeamento demonstram que ambas as situações serão ultrapassadas com a construção do novo eixo de interligação a 400 kv, Portimão-Tavira-P. Guzman, que constitui alternativa ao eixo de interligação Sines-Alqueva-Brovales. Registe-se que a conclusão da ampla actuação de reforço e reestruturação da RNT (em sintonia com REE, SA) na zona do Douro Internacional permite optimizar a gestão dos elevados montantes de produção hídrica instalados naquela região e ultrapassar as sobrecargas identificadas em estudos anteriores na estrutura física da RNT de 220 kv do Douro Internacional. O estudo agora publicado já contempla, no final do ano de 2011, os reforços de potência das centrais hidroeléctricas de Picote II e de Bemposta II. Em relação à simulação do Plano de Indisponibilidades Programadas para o ano de 2011, importa reter que as indisponibilidades das linhas de 400 kv R. Ave-Recarei 1 ou 2 e Sines - F.Alentejo induzem alguns condicionamentos na NTC. As primeiras podem vir a limitar capacidade de exportação a aproximadamente 900 MW nos meses de Junho, Julho e Agosto. Estima-se que esta será a melhor altura para proceder à indisponibilidade destas linhas, na medida em que noutros períodos do ano, com maior produção hídrica no sistema do Cávado, os condicionamentos poderão ser superiores. Adicionalmente, a indisponibilidade da linha Sines - F.Alentejo em Outubro, também pode limitar a NTC até 1170 MW nalguns regimes de menor de consumo. Não obstante, estes valores podem ter flutuações consideráveis no sentido de aumento/diminuição em função de regimes hidrológicos e/ou eólicos mais extremos. 26

27 Considerando apenas restrições na RNT No sentido de Espanha para Portugal (importação) A capacidade de interligação, no sentido Espanha Portugal, tem como principal limitação desvios angulares elevados entre as subestações de Alto Lindoso e Cartelle, por consequência do disparo duplo das interligações a 400 kv A. Lindoso-Cartelle 1 e 2. Esta situação é consequência do crescimento sustentado da produção renovável na zona da Galiza e só terá melhorias significativas com a construção de uma nova linha de interligação entre as regiões do Minho e da Galiza que se encontra prevista para 2014, podendo no entanto ser mitigada com alguns reforços de rede previstos nos planos de investimentos da REN e da REE. Considerando o Plano de Indisponibilidades para 2011, a intervenção na linha Palmela-Sines 2 a 400 kv pode reduzir a capacidade de importação para valores da ordem dos 1350 MW. Também a indisponibilidade das linhas R. Ave-Recarei 1 ou 2 a 400 kv, previstas para o Verão de 2011, tem impactos significativos na capacidade de importação, podendo esta ser limitada, nalguns períodos, a valores mínimos de 400 MW, de acordo com os regimes simulados. Como já foi referido neste relatório, uma elevada produção de natureza eólica (potência com prioridade de operação) no período de menor carga (horas de vazio), pode levar, a par do que se verificou ao longo de 2010, que a capacidade de importação seja reduzida a valores inferiores aos apresentados no quadro 2, por consequência, não de qualquer restrição da RNT, mas sim por impossibilidade de redução do parque produtor português. Estes cenários podem ainda ser agravados caso as afluências hídricas sejam relativamente elevadas 27

28 Considerando apenas restrições na RNT 9. CONSIDERAÇÕES FINAIS Os valores de capacidade comercial de interligação calculados para 2011 são, de uma forma geral, superiores face aos determinados anteriormente para o ano de 2010, situando-se na gama de 1300 a 1900 MW. Este incremento é consequência, em larga medida, da reestruturação da estrutura física da RNT na zona do Douro Internacional e da construção da nova linha de interligação Lagoaça-Aldeadávila a 400 kv. As previsões de NTC agora apresentadas quer no sentido Portugal Espanha, quer no sentido Espanha Portugal têm carácter indicativo, tendo em conta que, no dia a dia, os valores podem ser temporariamente diferentes em virtude da existência de outras indisponibilidades não programadas tanto ao nível dos elementos de rede como ao nível de grupos de geração, assim como da necessidade de dispor da adequada geração para cumprir o critério de segurança de reserva operacional do sistema. O presente estudo analisou exclusivamente as restrições que podem ocorrer na rede portuguesa e respectivas linhas de interligação, não incorporando qualquer tipo de restrição de capacidade na rede espanhola, uma vez que essa informação não foi até ao momento disponibilizada pela REE. Nesse sentido só depois da nossa congénere enviar os resultados dos seus estudos se poderá elaborar uma tabela final conjunta que contemple o cruzamento dos valores de cada TSO e estabeleçam as Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de A REN, SA irá prosseguir com a realização do seu plano de investimentos, de que se destaca, para efeitos da capacidade de interligação, a conclusão no futuro próximo do eixo a 400 kv entre Recarei e Lagoaça (2011/2012) e os novos projectos de interligação Portugal-Espanha Portimão-Tavira-P. Guzman (2011/2012) e Recarei-V. Fria-O Covelo (2014) a 400 kv, que em coordenação com um leque de outros reforços internos em cada uma das rede Ibéricas (identificados em conjunto pela REN e pela REE) irão proporcionar um funcionamento mais eficaz e seguro das redes ibéricas de electricidade, bem como futuros e significativos incrementos na capacidade de interligação, com o objectivo de atingir o objectivo de 3000 MW. Dep. Planos de Rede Pedro Carola Tiago Rodrigues O responsável J. Medeiros Pinto 28

29 Considerando apenas restrições na RNT BIBLIOGRAFIA [1] Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte (2019) Rede Eléctrica Nacional S.A. [2] Padrões de Segurança de Planeamento da RNT, Fev [3] Metodologia dos estudos para a determinação da capacidade de interligação, Dez Aprovado pela ERSE em carta E-Tecnicos/2007/50/JR/Msb de Fev [4] Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação, Janeiro

30 Considerando apenas restrições na RNT GLOSSÁRIO Carga Valor, num dado instante, da potência activa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, um aparelho, uma linha, ou uma rede. ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos Indisponibilidade Situação em que um determinado elemento, como um grupo, uma linha, um transformador, um painel, um barramento ou um aparelho, não se encontra apto a responder em exploração às solicitações de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos. LAL.CTL 1 Linha Alto Lindoso Cartelle 1 LAL.CTL 2 Linha Alto Lindoso Cartelle 2 LAL.RA Linha Alto Lindoso Riba de Ave LAV.BVL Linha Alqueva Brovales LED.VM 2 Linha Ermesinde-Vermoim 2 LED.VM 3 Linha Ermesinde-Vermoim 3 LFA.OQ Linha Ferreira do Alentejo - Ourique LFA.SN Linha Ferreira do Alentejo - Sines LFR.CLL Linha Falagueira - Cedillo LMP.SN Linha Monte da Pedra - Sines LPDV.RA Linha Pedralva Riba de Ave LPG.FR Linha Pego Falagueira LPM.SN 2 Linha Palmela - Sines 2 LPM.SN 3 Linha Palmela - Sines 3 LPN.SLL Linha Pocinho Saucelle LPN.AMM 1 Linha Pocinho Armamar 1 LRA.ED 1 Linha Riba de Ave Ermesinde 1 LPT.MG Linha Picote Mogadouro LRA.RR 1 Linha Riba de Ave Recarei 1 LRA.RR 2 Linha Riba de Ave Recarei 2 30

31 Considerando apenas restrições na RNT LSN.ES Linha Sines Ermidas Sado Muito Alta Tensão (MAT) Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kv MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade Muito Alta Tensão (MAT) Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kv. RARI Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações Rede Conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores. Rede Nacional de Transporte (RNT) Compreende a rede de muito alta tensão, rede de interligação, instalações do Gestor de Sistema e os bens e direitos conexos. REN, SA Redes Energéticas Nacionais S.A. REE, SA Red Eléctrica España Subestação Posto destinado a algum dos seguintes fins: Transformação da corrente eléctrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta tensão; Compensação do factor de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta tensão. 31

32 Considerando apenas restrições na RNT ANEXOS o Perfis de Consumo em cada Ponto de Entrega da RNT ii o Planos de produção iv o Capacidade Técnica de Importação sem indisponibilidades ix o Capacidade Técnica de Exportação sem indisponibilidades x o Capacidade Técnica de Importação com indisponibilidades xi o Capacidade Técnica de Exportação com indisponibilidades o Esquemas Unifilares xii xiii i

33 Considerando apenas restrições na RNT Valor de Consumo Previsto para cada Subestação da RNT para o ano de 2011 [MW] Subestação Janeiro/Fevereiro/Março Abril/Maio Junho/Julho Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Alqueva Alto de Mira Batalha Bodiosa Canelas Carrapatelo Carregado Carriche Carvoeira Castelo Branco Chafariz Chaves Custóias Ermesinde Estarreja Estoi Estremoz Évora Falagueira Fanhões Feira Fernão Ferro Ferreira do Alentejo Ferro Frades Guimarães Lavos Macedo Cavaleiros Mogadouro Mogofores Mourisca Oleiros Paraimo Pedralva Penela Pereiros Pocinho Pombal Portimão Porto Alto Recarei Riba de Ave Rio Maior Ruivães Sacavém Santarém Sete Rios Setúbal Sines Tábua Torrão Trafaria Trajouce Tunes V.P.Aguiar Valdigem Vermoim Vila Chã Vila Fria Vizela Zambujal Zêzere Clientes MAT Ermidas Fogueteiro Gouveia Lusosider Luzianes Monte da Pedra Maia Mortágua Neves Corvo Pegões Quinta do Anjo Quinta Grande Rodão Seixal 150 kv Seixal 220 kv Sobral Urrô Fatela Total ii

34 Considerando apenas restrições na RNT Valor de Consumo Previsto para cada Subestação da RNT para o ano de 2011 [MW] Subestação Agosto Setembro/Outubro Novembro/Dezembro Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Alqueva Alto de Mira Batalha Bodiosa Canelas Carrapatelo Carregado Carriche Carvoeira Castelo Branco Chafariz Chaves Custóias Ermesinde Estarreja Estoi Estremoz Évora Falagueira Fanhões Feira Fernão Ferro Ferreira do Alentejo Ferro Frades Guimarães Lavos Macedo Cavaleiros Mogadouro Mogofores Mourisca Oleiros Paraimo Pedralva Penela Pereiros Pocinho Pombal Portimão Porto Alto Recarei Riba de Ave Rio Maior Ruivães Sacavém Santarém Sete Rios Setúbal Sines Tábua Torrão Trafaria Trajouce Tunes V.P.Aguiar Valdigem Vermoim Vila Chã Vila Fria Vizela Zambujal Zêzere Clientes MAT Ermidas Fogueteiro Gouveia Lusosider Luzianes Monte da Pedra Maia Mortágua Neves Corvo Pegões Quinta do Anjo Quinta Grande Rodão Seixal 150 kv Seixal 220 kv Sobral Urrô Fatela Total iii

35 Considerando apenas restrições na RNT Planos de Produção da PRE e outra Pequena Hídrica - Ano de 2011 [MW] ( a 10% da sua potência instalada) Subestação Jan, Fev, Mar, Abr, Mai Jun, Jul, Ago Set, Out Nov, Dez PH PS IH VH VS PH PS IS VS PH PS IS VS PH PS IH VH Alqueva Alto Mira Batalha Bodiosa Carrapatelo Carregado Carriche Carvoeira Castelo Branco Chafariz Chaves Custóias Ermesinde Estarreja Estoi Falagueira Fanhoes Fernão Ferro Ferreira do Alentejo Ferro Frades Guimarães Lavos Macedo de Cavaleiros Mourisca Oleiros Pedralva Penela Pereiros Pocinho Pombal Portimão Porto Alto Riba d'ave Rio Maior Ruivães Sacavém Santarém Setúbal Sines Tábua Tavira Torrão Trafaria Trajouce Tunes V.P.Aguiar Valdigem Vermoim Vila Chã Vila Fria Zêzere TOTAL iv

36 Considerando apenas restrições na RNT Planos de Produção da PRE e outra Pequena Hídrica - Ano de 2011 [MW] ( a 10% da sua potência instalada) Subestação Jan, Fev, Mar, Abr, Mai Jun, Jul, Ago Set, Out Nov, Dez PH PS IH VH VS PH PS IS VS PH PS IS VS PH PS IH VH VS Alqueva Alto Mira Batalha Bodiosa Carrapatelo Carregado Carriche Carvoeira Castelo Branco Chafariz Chaves Custóias Ermesinde Estarreja Estoi Falagueira Fanhoes Fernão Ferro Ferreira do Alentejo Ferro Frades Guimarães Lavos Macedo de Cavaleiros Mourisca Oleiros Pedralva Penela Pereiros Pocinho Pombal Portimão Porto Alto Riba d'ave Rio Maior Ruivães Sacavém Santarém Setúbal Sines Tábua Tavira Torrão Trafaria Trajouce Tunes V.P.Aguiar Valdigem Vermoim Vila Chã Vila Fria Zêzere TOTAL v

37 Considerando apenas RL restrições PRPR 5/2009 na RNT Planos de Produção da Grande Hídrica e Grande Térmica - ano de 2011 [MW] Central Janeiro / Fevereiro / Março PH PS CH VH VS Abril / Maio PH PS CH VH VS 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% Hídrica Alto Lindoso Touvedo Miranda Picote Bemposta Pocinho Valeira Régua Carrapatelo Crestuma Tabuaço Torrão Alto Rabagão Vila Nova Frades Salamonde Caniçada Vilarinho das Furnas Aguieira Raiva Caldeirão Fratel Cabril Bouçã Castelo de Bode Pracana Alqueva Total Hidraulica Térmica Elecgás Setúbal Sines Pego T. Outeiro Lares Ribatejo Total Térmica TOTAL vi

38 Considerando apenas RL restrições PRPR 5/2009 na RNT Central Junho / Julho PH PS CS VS Agosto PH PS CS Setembro / Outubro VS PH PS CS VS 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% Hídrica Alto Lindoso Touvedo Miranda Picote Bemposta Pocinho Valeira Régua Carrapatelo Crestuma Tabuaço Torrão Alto Rabagão Vila Nova Frades Salamonde Caniçada Vilarinho das Furnas Aguieira Raiva Caldeirão Fratel Cabril Bouçã Castelo de Bode Pracana Alqueva Total Hidraulica Térmica Elecgás Setúbal Sines Pego T. Outeiro Lares Ribatejo Total Térmica TOTAL vii

39 Considerando apenas RL restrições PRPR 5/2009 na RNT Planos de Produção da Grande Hídrica e Grande Térmica - ano de 2011 [MW] Central Novembro PH PS CH Dezembro VH VS PH PS CH VH VS 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% Hídrica Alto Lindoso Touvedo Miranda Picote Bemposta Pocinho Valeira Régua Carrapatelo Crestuma Tabuaço Torrão Alto Rabagão Vila Nova Frades Salamonde Caniçada Vilarinho das Furnas Aguieira Raiva Caldeirão Fratel Cabril Bouçã Castelo de Bode Pracana Alqueva Total Hidraulica Térmica Elecgás Setúbal Sines Pego T. Outeiro Lares Ribatejo Total Térmica TOTAL viii

40 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Capacidade Técnica de Importação Sem indisponibilidades de linhas e transformadores Regime Ponta Húmida 10% Parâmetros Limitações Tensão 1 Por Contingência em: 2 Janeiro/Fevereiro/Março Abril/Maio Junho/Julho Agosto Setembro/Outubro Novembro Dezembro 2200 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 Ponta Húmida 65% Tensão 1 Por Contingência em: 2 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 Ponta Seca 10% Tensão 1 Por Contingência em: >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 Ponta Seca 65% Tensão 1 Por Contingência em: 2 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 Cheia Húmida 2000 >2500 > % Por Contingência em: 2 N. S. N. S. N. S. ALCTL1 ou 2 ALCTL2 ou 1 ALCTL1 ou 2 ALCTL2 ou 1 Cheia Húmida 2000 >2500 >2500 >2500 > % Por Contingência em: 2 N. S. N. S. N. S. Cheia Seca 2200 > > > % Por Contingência em: 2 N. S. N. S. N. S. N. S. Cheia Seca 1800 > > > % Por Contingência em: 2 N. S N. S N. S. N. S. Vazio Húmido 1500 > > > > % Por Contingência em: 2 N. S. N. S. N. S. Vazio Seco 1600 > > > > > > > % Por Contingência em: 2 (1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo ou por tensão, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) Apenas é referido o regime de contingência ( n-1 ou n-2 dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação ( n ). N. S. Este regime não foi simulado ix

41 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Capacidade Técnica de Exportação Sem indisponibilidades de linhas e transformadores Regime Ponta Húmida 10% Ponta Húmida 65% Parâmetros Limitações Por Contingência em: 2 Por Contingência em: 2 Janeiro/Fevereiro/Março Abril/Maio Junho/Julho Agosto Setembro/Outubro Novembro Dezembro 2400 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 >2500 Ponta Seca 2100 > > > > > > > % Por Contingência em: 2 Ponta Seca 65% Por Contingência em: >2500 > >2500 >2500 > > >2500 Cheia Húmida 2200 >2500 >2500 >2500 > % Por Contingência em: 2 N. S. N. S. N. S. Cheia Húmida 65% Por Contingência em: 2 >2500 >2500 N. S. N. S. N. S. >2500 >2500 Cheia Seca 10% Por Contingência em: 2 N. S. N. S > LPG.FR LAV.BVL >2500 N. S. N. S. Cheia Seca >2500 >2500 > % Por Contingência em: 2 N. S N. S N. S. N. S. Vazio Húmido 2200 >2500 >2500 >2500 > % Por Contingência em: 2 N. S. N. S. N. S. Vazio Húmido 65% Por Contingência em: 2 >2500 >2500 N. S. N. S. N. S. >2500 >2500 Vazio Seco 2000 >2500 > >2500 > % Por Contingência em: 2 LFA.OQ LFA.SN LFA.OQ LFA.SN LFA.OQ LFA.SN Vazio Seco >2500 >2500 >2500 >2390 > % Por Contingência em: 2 LFA.OQ LFA.SN LFA.OQ LFA.SN LFA.OQ LFA.SN (1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) Apenas é referido o regime de contingência ( n-1 ou n-2 dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação ( n ). N. S. Este regime não foi simulado x

42 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Capacidade Técnica de Importação Com indisponibilidades de linhas e transformadores Regime Parâmetros Limitações Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Ponta Húmida 10% Tensão 1 Por Contingência em: LRA.ED1 LRA.RR1 600 LRA.ED1 LRA.RR1 600 LRA.ED1 LRA.RR2 Ponta Húmida Tensão % Por Contingência em: 2 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR2 Ponta Seca Tensão % Por Contingência em: 2 LMP.SN LPM.SN 3 LMP.SN LPM.SN 3 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR2 Ponta Seca 65% Tensão 1 Por Contingência em: LRA.ED1 LRA.RR LRA.ED1 LRA.RR LRA.ED1 LRA.RR2 Cheia Húmida 10% Por Contingência em: 2 Cheia Húmida 65% Por Contingência em: 2 Cheia Seca % Por Contingência em: 2 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR2 Cheia Seca % Por Contingência em: 2 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR1 LRA.ED1 LRA.RR2 Vazio Húmido 10% Por Contingência em: 2 Vazio Seco 10% Por Contingência em: 2 (1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo ou por tensão, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) Apenas é referido o regime de contingência ( n-1 ou n-2 dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação ( n ). N. S. Este regime não foi simulado xi

43 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Capacidade Técnica de Exportação Com indisponibilidades de linhas e transformadores Regime Parâmetros Limitações Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Ponta Húmida % Por Contingência em: 3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 Ponta Húmida % Por Contingência em: 3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 Ponta Seca % Por Contingência em: 3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 Ponta Seca % Por Contingência em: 3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 LFA.OQ LSN.ES Cheia Húmida 10% Por Contingência em: 3 Cheia Húmida 65% Por Contingência em: 3 Cheia Seca 10% Por Contingência em: LED.VM2 LED.VM LED.VM2 LED.VM LED.VM2 LED.VM LFA.OQ LSN.ES Cheia Seca % Por Contingência em: 3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 LED.VM2 LED.VM3 LFA.OQ LSN.ES Vazio Húmido 10% Por Contingência em: 3 Vazio Húmido 65% Por Contingência em: 3 Vazio Seco % Por Contingência em: 3 LED.VM2 LRA.RR1 LED.VM2 LRA.RR1 LED.VM2 LRA.RR2 LFA.OQ LSN.ES Vazio Seco % Por Contingência em: 3 LED.VM2 LRA.RR1 LED.VM2 LRA.RR1 LED.VM2 LRA.RR2 LFA.OQ LFA.SN LFA.OQ LSN.ES (1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) Apenas é referido o regime de contingência ( n-1 ou n-2 dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação ( n ). N. S. Este regime não foi simula xii

44 Considerando apenas RL restrições PRPR 5/2009 na RNT Esquemas Unifilares Importação Jan/Fev/Mar Vazio Húmido (regime n ) Jan/Fev/Mar Vazio Húmido (contingência mais severa) Abr/Mai Vazio Húmido (regime n ) Abr/Mai Vazio Húmido (contingência mais severa) Jun/Jul Cheia Seca (regime n ) Jun/Jul Cheia Seca (contingência mais severa) Agosto Cheia Seca (regime n ) Agosto Cheia Seca (contingência mais severa) Set/Out Cheia Seca (regime n ) Set/Out Cheia Seca (contingência mais severa) Novembro Vazio Seco (regime n ) Novembro Vazio Seco (contingência mais severa) Dezembro Vazio Seco (regime n ) Dezembro Vazio Seco (contingência mais severa) Exportação Jan/Fev/Mar Ponta Seca (regime n ) Jan/Fev/Mar Ponta Seca (contingência mais severa) Abr/Mai Ponta Seca (regime n ) Abr/Mai Ponta Seca (contingência mais severa) Jun/Jul Ponta Seca (regime n ) Jun/Jul Ponta Seca (contingência mais severa) Agosto Ponta Seca (regime n ) Agosto Ponta Seca (contingência mais severa) Set/Out Ponta Seca (regime n ) Set/Out Ponta Seca (contingência mais severa) Novembro Ponta Seca (regime n ) Novembro Ponta Seca (contingência mais severa) Dezembro Ponta Seca (regime n ) Dezembro Ponta Seca (contingência mais severa) xiii

45 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Janeiro / Fevereiro / Março Vazio Húmido com a 10% Importação (regime n ) xiv

46 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Janeiro / Fevereiro / Março Vazio Húmido com a 10% Importação (contingência mais severa) xv

47 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Abril / Maio Vazio Húmido com a 10% Importação (regime n ) xvi

48 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Abril / Maio Vazio Húmido com a 10% Importação (contingência mais severa) xvii

49 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Junho / Julho Cheia Seca com a 65% Importação (regime n ) xviii

50 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Junho / Julho Cheia Seca com a 65% Importação (contingência mais severa) xix

51 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Agosto Cheia Seca com a 65% Importação (regime n ) xx

52 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Agosto Cheia Seca com a 65% Importação (contingência mais severa) xxi

53 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Setembro / Outubro Cheia Seca com a 65% Importação (regime n ) xxii

54 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Setembro / Outubro Cheia Seca com a 65% Importação (contingência mais severa) xxiii

55 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Novembro Vazio Seco com a 10% Importação (regime n ) xxiv

56 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Novembro Vazio Seco com a 10% Importação (contingência mais severa) xxv

57 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Dezembro Vazio Seco com a 10% Importação (regime n ) xxvi

58 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Dezembro Vazio Seco com a 10% Importação (contingência mais severa) xxvii

59 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Janeiro / Fevereiro / Março Ponta Seca com a 65% Exportação (regime n ) xxviii

60 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Janeiro / Fevereiro / Março Ponta Seca com a 65% Exportação (contingência mais severa) xxix

61 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Abril / Maio Ponta Seca com a 10% Exportação (regime n ) xxx

62 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Abril / Maio Ponta Seca com a 10% Exportação (contingência mais severa) xxxi

63 Considerando apenas RL PRPR restrições 5/2009 na RNT Junho / Julho Ponta Seca com a 10% Exportação (regime n ) xxxii