SUMÁRIO EXECUTIVO ÂMBITO METODOLOGIA CONTEÚDO BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE

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1 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 202 () Direcção de Planeamento da Rede Departamento Planos de Rede NOVEMBRO

2 ÍNDICE SUMÁRIO EXECUTIVO ÂMBITO METODOLOGIA CONTEÚDO BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE Projectos de reforço da RNT Evolução da capacidade de interligação nos primeiros meses de PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM Perspectivas de evolução da estrutura física da RNT em 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 RESTRIÇÕES TÉCNICAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO Capacidade Técnica de Interligação Condicionamentos do Parque Produtor CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS CONSIDERAÇÕES FINAIS BIBLIOGRAFIA GLOSSÁRIO ANEXOS... I

3 SUMÁRIO EXECUTIVO. Este relatório, intitulado Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 202, dá provimento ao estipulado nos artigos 30º e 3º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de 9 de Agosto de 20, 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 ERSE em 3 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, considerando os procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional de ambos os TSOs, Rede Eléctrica Nacional, S.A. (doravante denominada REN) e Red Eléctrica de España, S.A. (doravante denominada REE). Estes procedimentos foram estabelecidos em 2007 por intermédio da assinatura do Acordo Conjunto RENREE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [4]. 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 determinadas apenas na gestão diária da rede. Logo que o operador da rede de transporte espanhola (REE) disponibilize os valores de NTC decorrentes de restrições no sistema espanhol, a REN irá confrontálos com os seus resultados, com o objectivo de obter uma matriz de cruzamento que permita identificar os resultados mais restritivos no conjunto das análises efectuadas por cada uma das empresas. De seguida, informará a ERSE e publicará os respectivos resultados, de acordo com o estipulado nos artigos 32º e 39º do RARI. Até à data do presente relatório, a REE ainda não transmitiu os seus resultados à REN. Deste modo, a publicação dos valores finais será efectuada na página de internet da REN, logo que os mesmos estejam disponíveis. 2

4 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 diversos elementos do sistema. 2. O cálculo da capacidade comercial de interligação baseiase numa determinação prévia das efectivas capacidades técnicas da rede física de Muito Alta Tensão (MAT), às quais é deduzida de uma margem de 0% (com o mínimo de 00 MW) para colmatar incertezas de funcionamento do sistema. A tabela seguinte ilustra os valores de NTC previstos para 202, 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 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 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 execução do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE (o qual nos é fornecido com base nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois TSOs). Embora as indisponibilidades sejam calendarizadas e acordadas entre ambos os operadores de rede (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. 3

5 CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 202 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 5 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 202, divergir em relação aos indicados. 4

6 3. Os valores de NTC estimados para 202, no sentido Espanha Portugal nas horas de ponta e cheia, situamse na gama dos MW, registandose os valores mais restritivos nos meses Novembro e Dezembro, consequência de trânsitos elevados nas linhas de interligação A.LindosoCartelle e 2, a 400 kv, os quais conduzem a desvios angulares elevados entre as subestações terminais destas linhas em caso de disparo simultâneo destas duas interligações. Nos períodos de vazio a capacidade de importação situase em valores superiores a 2000 MW, sendo que a restrição de rede mais limitativa é a mesma que foi identificada para as horas de ponta e cheia, ou seja a perda simultânea das duas linhas A.LindosoCartelle e 2. Registese que este condicionamento de rede continuará a fazerse sentir de forma preponderante até à conclusão da nova interligação a 400 kv MinhoGaliza (cuja data de conclusão, agora prevista para 205, regista um deslize de cerca de um ano face à que se previa no ano passado). O maior ou menor impacto que pode resultar desta contingência depende da evolução 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. Considerando o Plano de Indisponibilidades para 202, verificase que a intervenção na linha PalmelaSines 3, a 400 kv, programada para Março de 202, reduz a capacidade de importação em cerca de 700 MW, para valores da ordem dos 600 MW, em regimes de ponta e cheia. Também a indisponibilidade da linha de 400 kv FanhõesRibatejo, prevista para Junho, tem, em regimes de ponta de carga, reflexos negativos na capacidade de importação, podendo esta ficar reduzida, nalguns períodos, a montantes de 400 MW, de acordo com os regimes simulados. 4. No sentido Portugal Espanha, foram estimados valores idênticos aos de importação, na gama mais provável de 500 a 2250 MW, cujas limitações resultam, na maior parte das situações, de restrições impostas por desvios angulares entre as subestações de Alqueva e Brovales em caso de disparo da linha de interligação AlquevaBrovales, a 400 kv. Com a entrada ao serviço, em 202, do futuro aproveitamento hidroeléctrico do Alqueva II (253 MW reversíveis), a NTC é também limitada, em regimes de carga de vazio, por sobrecarga na linha F. AlentejoOurique, a 50 kv, quando ocorre o disparo da linha SinesF. Alentejo, a 400 kv. Estas limitações, apenas identificadas em cenários de exportação, somente ficarão ultrapassadas com a entrada ao serviço da nova interligação a 400 kv TaviraP. Guzman, cuja conclusão do lado espanhol deslizou no tempo, prevendose agora para

7 Da simulação do Plano de Indisponibilidades Programadas para o ano de 202 importa reter que a indisponibilidade da linha Sines F.Alentejo a 400 kv, programada para Junho, limita a NTC para valores da ordem dos MW, nomeadamente em cenários de baixa hidraulicidade e elevada produção na central térmica a carvão de Sines. Também a indisponibilidade da linha a 400 kv PalmelaSines 3, programada para Março, poderá originar reduções na capacidade comercial de interligação, da ordem dos 400 MW em regimes de vazio de carga. 5. No curto/médio prazo (202203), a REN conta prosseguir com a concretização dos projectos de investimento previstos em Plano para os objectivos do MIBEL, dos quais se destacam a conclusão do eixo a 400 kv entre Recarei e Lagoaça com a entrada em serviço da linha ArmamarRecarei, a 400 kv e a conclusão da malha de 220 kv entre M. Cavaleiros, Valpaços e V. P. Aguiar. Conforme já referido, a entrada ao serviço da nova linha de interligação TaviraP. Guzman, a 400 kv, cujo troço português ficou concluído em Outubro do corrente ano, encontrase atrasada (prevêse neste memento que possa entrar ao serviço em 203) e dependente da conclusão dos trabalhos a realizar do lado da REE, nomeadamente: o o o o Construção do troço de linha entre P. Guzman e a fronteira com Portugal; Construção do parque de 400 kv da subestação de P. Guzman) Obtenção da licença de exploração da linha GuillenaP. Guzman a 400 kv; Execução de desvios de linhas junto a Guillena. 6. A mais largo prazo encontrase prevista a construção da linha de interligação a 400 kv V. FriaO Covelo (205), a qual, em conjunto com a concretização de reforços internos em ambas as redes ibéricas, já identificados em estudos conjuntos RENREE, irá proporcionar um funcionamento mais eficaz e seguro das redes da REN e REE, bem como incrementos significativos na capacidade de interligação, fundamentalmente no sentido Espanha Portugal A conclusão do conjunto de projectos de investimento referido permitirá alcançar a meta de 3000 MW de NTC entre Portugal e Espanha (em ambos os sentidos), objectivo que se encontra contemplado nas conclusões da Cimeira LusoEspanhola de Badajoz, ocorrida em Novembro de 2006, e que é visto como fundamental para o adequado desenvolvimento do Mercado Ibérico de Electricidade MIBEL. 6

8 . ÂMBITO Este relatório, elaborado pela REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. (doravante denominada REN), enquanto concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento ao estipulado nos artigos 30º e 3º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de 9 de Agosto de 20. Segundo o ponto 2 do citado artigo 30º, 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 utilizada livremente para fins comerciais, referida no nº, simulando diferentes cenários de produção e consumo para diferentes regimes de hidraulicidade e eólicos. Também de acordo com o nº4 do mesmo artigo, os estudos relativos à determinação da capacidade de interligação devem abranger cada um dos meses do próximo ano civil. Por seu lado, o ponto 4 do artigo 3º estipula que, tanto os estudos efectuados, como os valores indicativos da capacidade disponível para o ano civil seguinte, devem ser enviados à Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) até 30 de Novembro de cada ano. A REN, nos termos dos artigos 32º e 39º do RARI, irá publicar e manter disponível na sua página de Internet os valores indicativos de capacidade de interligação para fins comerciais e actualizálosá sempre que haja alterações que o justifique. As análises técnicas realizadas neste estudo debruçamse 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 RENREE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [4]. Em consequência, os valores de capacidade resultantes desta análise devem ser confrontados com os calculados pelo operador de rede de transporte espanhola REE, a fim de se obter uma matriz de cruzamento, em que os valores finais serão os mais restritivos no conjunto das análises efectuadas por cada uma das empresas. Até à data do presente relatório, a REE ainda não transmitiu à REN os seus resultados. Deste modo, a publicação dos valores finais será efectuada na página de internet da REN, logo que os mesmos estejam disponíveis. Deve salientarse o carácter indicativo destes valores, visto que eles são estimados com uma larga antecipação no tempo e têm por base situações típicas consideradas representativas do funcionamento dos sistemas eléctricos ibéricos interligados, enquanto 7

9 na operação real do sistema podem sobressair particularidades, 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. 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 3 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 o já referido Acordo conjunto RENREE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [4], no qual estipularam um conjunto de metodologias operacionais necessárias à realização destes estudos. De forma a dar cumprimento a este acordo entre a REN e a REE foram trocados os cenários de geração/consumo previstos, 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 202. O processo de cálculo da capacidade de interligação dividese em dois níveis: Um primeiro nível de análise consiste na 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 n2 ). Para determinar o valor de carga nos elementos da RNT em função da variação imposta para o saldo de potência de interligação, utilizouse o modelo de aproximação linear (DC) incluído no software PSS/E de simulação de redes. A necessidade desta aproximação prendese 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, constatase que, do ponto de vista do trânsito nos elementos da RNT, este modelo simplificado apresenta resultados fiáveis. 8

10 Num segundo nível de análise os valores de capacidade de interligação obtidos são simulados no modelo AC, o que permite verificar o cumprimento do critério de desvio angular máximo entre duas subestações após contingência e o de aceitabilidade de perfis de tensão. Os trânsitos de potência, perfis de tensão e desvios angulares para a situação mais limitativa apresentamse nos esquemas unifilares em anexo. Os ensaios para a detecção de sobrecargas em regime de contingência n e n2 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 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 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, 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 a 3 de Dezembro de 200, que está disponível na página de internet da REN). As cargas em cada subestação 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 e tendo em conta os regimes hidrológicos. O volume considerado de produção em regime especial (PRE), quer a ligada em MAT, quer a ligada aos 60 kv ou redes de tensão inferior. 9

11 A capacidade técnica de transporte de cada linha de interligação. Pretendese que este conjunto abrangente de informação, para além de preencher os requisitos do artigo 3º do RARI, disponibilize também por esta via 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 Projectos de reforço da RNT Em 20 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 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, destacamse os seguintes: Abertura da subestação de Tavira e conclusão do troço português da nova linha de interligação TaviraP. Guzman, a 400 kv. Registese que a abertura da subestação de Tavira 400/50/60 kv proporciona um assinalável reforço na segurança de abastecimento da região sul do país e que a nova linha de interligação a 400 kv permitirá um incremento significativo na capacidade de interligação, em particular no sentido Portugal Espanha. No entanto, este aumento na capacidade de interligação apenas se fará efectivamente sentir quando a REE concluir o processo de construção do troço espanhol, o qual, por motivos sócioambientais, se encontra com algum atraso, prevendose concluído apenas em 203. Entrada em serviço de novos meios de gestão de reactiva (70 Mvar indutivos na subestação de Tábua, 70 Mvar indutivos na subestação de Castelo Branco e 00 Mvar capacitivos na subestação de Fanhões), que não só facilitam a gestão do sistema com elevados montantes de produção renovável, especialmente em regimes de 0

12 carga reduzida, como também induzem um aumento da flexibilidade da operação da RNT em ambiente de mercado. Construção da subestação de Ermesinde 220/60 kv. A implementação deste projecto possibilita a desclassificação da actual subestação de Ermesinde 50/60 kv e respectivas linhas de 50 kv associadas, factor que permite incrementar o enquadramento sócioambiental da estrutura física da RNT na região, ao mesmo tempo que reforça a segurança e a qualidade de abastecimento dos consumos na área do grande Porto. 4.2 Evolução da capacidade de interligação nos primeiros meses de 20 Os valores de capacidade (horários) efectivamente disponíveis no mercado diário (MIBEL) para o corrente ano (20) encontramse reproduzidos nos dois gráficos de barra seguintes. Os valores observados no sentido Capacidade comercial de importação (MW) (sentido Espanha > Portugal) Espanha Portugal indiciam uma 9% 70% clara tendência incremental 8% 60% 2003 positiva no ano de 20, 7% % 6% 2004 consequência directa da % 40% 2005 conclusão, entre finais de 200 e 4% 30% 200 3% 2006 início de 20, das obras 20% 2% associadas ao projecto de 0% % (até (até 25 7 Nov) Nov) reforço da RNT na região do % 0% < 000 [000500[ [ [ >=2000 Douro Internacional que, em Classes (MW) particular, contemplou a Capacidade comercial de exportação (MW) (sentido Portugal > Espanha) construção das duas novas 80% subestações de Lagoaça e 70% 2004 Armamar, o reforço e 60% reconfiguração das linhas de 50% kv entre Lagoaça e 40% % Valdigem/Armamar e o 20% 20 estabelecimento de uma nova 0% (até 7 Nov) linha de interligação a 400 kv 0% < 000 [000500[ [ [ >=2000 com Espanha, entre Lagoaça e Classes (MW) Aldeadávila. A consolidação de % do ano % do ano

13 todos estes reforços de rede permitiu que os valores de NTC ao longo em 20 tenham sido iguais ou superiores a 2000 MW em aproximadamente 50% das horas do ano. No sentido Portugal Espanha os valores de capacidade foram, em termos gerais, semelhantes aos verificados no sentido Espanha Portugal, tendose verificado também aqui um incremento significativo em resultado do projecto de reforço da RNT na região do Douro Internacional. De referir ainda assim que os resultados apresentados relativamente ao verificado em 20 incluem alguns condicionamentos resultantes, não só de cenários desfavoráveis de alocação do parque produtor ibérico, como também de indisponibilidades de elementos das redes e de atrasos na conclusão de alguns projectos. Não obstante a ocorrência destes condicionalismos, o valor de NTC mantevese, regra geral, em gamas razoavelmente altas, o que se ficou a dever, em grande parte, ao prosseguimento da implementação de uma estratégia coordenada de reforços de rede entre as duas empresas de transporte ibéricas. No futuro, estão previstos incrementos adicionais aos valores de NTC, nomeadamente o alcance de 3000 MW de NTC entre Portugal e Espanha (objectivo MIBEL), só possível com a conclusão das futuras novas linhas de interligação a 400 kv TaviraP. Guzman (o troço espanhol ficará concluído apenas em 203) e V. FriaO Covelo (205). 5. PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM Perspectivas de evolução da estrutura física da RNT em 202 O mapa que se apresenta em seguida dá uma panorâmica da estrutura da RNT que se prevê que venha a estar em serviço no final de

14 No conjunto dos projectos de investimento da RNT previstos para o próximo ano e que se revelam importantes para o incremento da capacidade de interligação, destacase: REDE NACIONAL DE TRANSPORTE (Situação prevista para Dezembro de 202) Ligação a 400 kv entre Pegões e Fanhões Não obstante esta ligação ter como principal objectivo o incremento da segurança de abastecimento aos consumos na área da Grande Lisboa/Península de Setúbal, ela introduz também um acréscimo de fiabilidade ao eixo a 400 kv entre o norte e sul do Tejo e ainda, por associação, maior flexibilidade no escoamento das grandes centrais térmicas a sul do país (Sines e Ribatejo) o que pode ser importante em cenários extremados de trocas com Espanha. Ainda neste capítulo, é de sublinhar que factores externos à REN, com destaque para um peso crescente das condicionantes sócioambientais, causaram o deslize no tempo de alguns projectos de investimento importantes cuja conclusão estava prevista para 202, nomeadamente: Entrada em serviço da linha de interligação TaviraP.Guzman a 400 kv Embora a REN tenha já finalizado o troço português desta nova interligação com Espanha, a REE temse deparado com problemas no processo de licenciamento e construção do troço espanhol desta linha, pelo que é agora expectável que a entrada em serviço desta interligação apenas aconteça em 203. Como já referido, a colocação em serviço desta nova interligação permitirá atenuar restrições de NTC identificadas no sentido Portugal Espanha, resultantes de desvios angulares elevados (>30º) entre os 3

15 barramentos de 400 kv de Alqueva e Brovales, em caso de perda da linha que une estas duas instalações. Fecho do eixo M. CavaleirosValpaçosV. P. Aguiar a 220 kv O processo de licenciamento e construção desta malha de 220 kv em TrásosMontes tem conhecido diversas contingências, não sendo previsível a conclusão deste projecto de investimento até final de 202, nomeadamente na ligação entre Valpaços e V.P.Aguiar. Ampliação da subestação de Vermoim com a introdução do nível de 400 kv A entrada em serviço dos 400 kv de Vermoim, para além de reforçar a segurança de abastecimento aos consumos do Grande Porto, é também um importante projecto de investimento para o estabelecimento do novo eixo de interligação a 400 kv Vermoim/AlfenaV. FriaO Covelo, cuja entrada em serviço se prevê para 205, existindo, no entanto, sérios riscos no cumprimento desta data devido a restrições sócioambientais. 5.2 Perspectivas de evolução do parque produtor em 202 No que diz respeito à evolução da PRO instalada, prevêse a entrada em serviço do reforço de potência na barragem do Alqueva (Alqueva II com uma potência total instalada de 256 MW em dois grupos reversíveis), no final do primeiro semestre do próximo ano. Quanto à PRE, perspectivase a continuação de um crescimento moderado, em particular na componente eólica. 5.3 Plano de Indisponibilidades para 202 Os elementos da RNT constantes do Plano de Indisponibilidades programadas previsto para o ano 202 e que têm reflexos mais significativos na capacidade de interligação são apresentados na tabela seguinte: Para efeitos de simulação apenas foram consideradas as indisponibilidades de elementos cujo período fosse superior a 5 dias 4

16 Tabela 2Programa de indisponibilidades previstas para 202 em elementos da RNT com influência na capacidade de interligação. Linha Tensão [kv] Período considerado PalmelaSines Mar PocinhoArmamar 220 Abr, Mai, Jun e Jul PalmelaSines Abr RibatejoFanhões 400 Mai e Jun SinesF. Alentejo 400 Jun PalmelaFanhões 400 Setembro Quando às indisponibilidades do parque produtor PRO, elas são assumidas de acordo com a informação fornecida pelos produtores, considerandose, para este estudo, apenas aquelas que poderão ter impacto no valor de NTC desde que tenham uma duração superior a 5 dias. Mais especificamente, os grupos considerados indisponíveis para efeitos deste trabalho são: grupo na central a carvão de Sines nos meses de Abril, Maio, Setembro e Outubro. grupo do aproveitamento hidroeléctrico do A. Lindoso durante o mês de Agosto. 6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO 6. Situações de rede Para cada mês, não considerando o Plano de Indisponibilidades Programadas para 202, foram analisadas três situações de carga (ponta, cheia e vazio), conjugadas com dois regimes hidrológicos (húmido e seco) e dois cenários eólicos (0% e 65% da sua potência instalada), e ainda para as duas situações de troca (importação e exportação), o que perfaz um total de 44 potenciais situações para simulação. Contudo, assumindose por experiência anterior que algumas das situações não se revelam limitativas, ou que a limitação não é imputável à capacidade de transporte da RNT, mas sim ao parque 5

17 electroprodutor (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). 6.2 Cenários da rede de Espanha Por parte da REE e tendo presente o Acordo conjunto REEREN sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [4], recebeuse a topologia, o perfil de geração/consumo e a ordem de mérito das centrais relativos a cinco períodos do ano de 202, assim como o plano de indisponibilidade programadas de elementos da rede espanhola para o mesmo horizonte temporal. 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 kv Linha Capacidade em regime nominal [MVA] Inverno Verão Alto Lindoso Cartelle 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

18 6.4 Cenários de injecção PRE A PRE foi classificada por quatro naturezas: eólica, minihídrica, cogeração e outras. Atendendo à incerteza na determinação exacta dos seus valores ao longo dos meses de 202, foi efectuada uma agregação por quadrimestre. Na tabela seguinte são ilustradas os principais dados sobre esta produção. Registese que os valores apresentados traduzem a melhor previsão possível à data de execução deste documento, e têm presente, não só a informação contida nos pedidos de ligação, como também o contacto regular com os promotores. Natureza da PRE Tabela 4 Cenários de potência PRE instalada no ano de 202 º quadrimestre 2º quadrimestre 3º quadrimestre Minihídrica* Cogeração Outros *Inclui 80 MW de PRO hídricas com potência inferior a 30MW 6.5 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 202 foram agrupadas de forma sazonal, sempre que tal represente uma aproximação fiável para o período do ano em análise. À semelhança de exercícios anteriores, foram analisadas as situações de carga de: horas de ponta, de cheia e de vazio. Para o horizonte de 202 a ponta de carga permanece praticamente inalterada face aos valores simulados para o ano de 20, consequência do fraco crescimento dos consumos eléctricos previsto para o próximo ano. Acrescentase que os regimes de carga simulados visam abranger um largo conjunto de cenários representativos da operação do SEN, não sendo considerados para este efeito cenários extremos (ponta máxima/vazio mínimo cuja ocorrência tem a duração de poucas horas no ano), que poderiam enviesar a informação a transmitir ao mercado. 7

19 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 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 produção PRE é colocada como prioritária e simulada para dois cenários de injecção na RNT: 0% e 65% da sua potência instalada. A produção minihídrica é simulada de acordo com as produtibilidades típicas do regime hidrológico e da sua distribuição mais usual pelos períodos tarifários. 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 40 e 60% face ao ano de hidraulicidade média. 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 8

20 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 202 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, considerase que a central da Tapada do Outeiro é a que apresenta (historicamente) ofertas de venda de energia mais favoráveis, 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, considerouse que Sines terá, em média, custos de variáveis de produção (combustível + CO 2 ) mais competitivos. Pretendese 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. Por motivos de estabilidade do sistema eléctrico, considerouse a necessidade de ter, pelo menos, dois a três grupos térmicos na rede, não necessariamente à potência máxima. 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 5 dias). Em relação às indisponibilidades programadas de linhas e transformadores, apenas foram consideradas as indisponibilidades superiores a 5 dias, tanto para estrutura física da RNT como para a rede de Espanha. 9

21 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 Portugal e Espanha apresentado neste documento para cada mês do ano de 202 (apenas são consideradas limitações impostas pela RNT) 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 foinos transmitida pela REE. 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 e n2 (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. Em regime de contingência, e numa primeira fase, foi analisada a evolução dos trânsitos nos elementos da RNT relevantes 2 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 efectuadas contingências sobre a 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 e n2, tendo presente as actuais condições de mercado, foram limitados a um valor de troca de 2 Elementos cuja variação de trânsito é superior a % da variação do saldo de trocas. 20

22 2500 MW. De facto, análises posteriores dedicadas a investigar as desfasagens angulares e os perfis de tensão vieram confirmar que, com a estrutura da rede ibérica prevista para 202, poucas vezes serão aceitáveis valores de capacidade superiores a cerca de 2500 MW. 7. PRINCIPAIS RESTRIÇÕES TÉCNICAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO 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 202, tendo em conta apenas as restrições em elementos da RNT. As indisponibilidades dos meios de geração com impacto na capacidade de interligação encontramse contempladas, quer nos planos de produção, quer nas ordens de mérito desta análise. Complementarmente, apresentamse em anexo esquemas unifilares com as situações de rede que dão origem aos valores indicados no quadro. O quadro ilustra os valores de capacidade previstos para 202, tanto para saldos de trocas no sentido Espanha Portugal (importação), como no sentido inverso (exportação). A determinação destes valores foi efectuada 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 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 execução do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE (o qual nos é fornecido com base nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois TSOs). 2

23 QUADRO CAPACIDADE TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO PARA 202 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 capacidade 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. Par 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 programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 202, 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 da RNT disponíveis. 22

24 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 202 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 5 dias. Não considerando as indisponibilidades de elementos da RNT, a grande parte dos valores mais restritivos identificados neste estudo, 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 encontrase 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 com o próprio incremento do montante de trocas com Espanha. Foram também identificadas situações de desvios angulares elevados na estrutura interna da RNT, nomeadamente entre os barramentos de 400 kv de F. Alentejo e Alqueva, em consequência do disparo da linha F. AlentejoAlqueva a 400 kv. Esta ocorrência verificase em regimes de exportação com fraca hidraulicidade. Os desvios angulares verificados (>25º) conseguemse corrigir na maior parte dos casos por redespacho dos grupos de Alqueva (hidroeléctricos) e da central a carvão de Sines. Esta situação, a par dos desvios angulares elevados identificados em consequência do disparo de algumas linhas de interligação, foi já identificada em estudos anteriores de planeamento conjunto entre a REN e a REE, e apenas será ultrapassado com o reforço das interligações a 400 kv entre Portugal e Espanha, nomeadamente após a conclusão das linhas de 400 kv TaviraP. Guzman e V. FriaO Covelo, 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:. Sentido Portugal Espanha: Em períodos de menor afluências/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 PRE e períodos de consumo mais elevados, pode levar à 23

25 ocorrência de situações de limitação capacidade do parque produtor português para efeitos de exportação. 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 mais elevada do que o habitual para fazer face às suas características de grande volatilidade, tem vindo a limitar com alguma frequência os valores de capacidade de importação em períodos de carga reduzida. Para o ano de 202, à semelhança do que aconteceu em 20, prevêse 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 202, considerouse prudente não incluir as limitações decorrentes do parque produtor, nos valores indicativos de capacidade comercial de interligação publicados neste documento. Estes deverão ser actualizados nos cálculos efectuados ao nível da gestão diária do sistema, os quais incorporam melhores previsões no que respeita à realidade operacional do SEN. 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, citado do ponto 7), retirandose uma margem de 0% com o mínimo de 00 MW (para valores inferiores a 000 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 202. 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

26 QUADRO 2 CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 202 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 5 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 202, divergir em relação aos indicados. 25

27 Da observação dos valores desta tabela ressaltam os seguintes principais comentários: Trocas no sentido Portugal Espanha (exportação) Em regime de ponta de carga, a grande maioria das limitações detectadas na rede portuguesa resultam de um desvio angular elevado entre as subestações de Alqueva e de Brovales (Espanha) perante a contingência da linha que liga as citadas duas subestações. Em cenários de carga de vazio, à limitação anterior adicionase a possibilidade de sobrecarga na linha F.Alentejo Ourique a 50 kv por disparo da linha Sines F.Alentejo, a 400 kv. Esta última restrição agravase com a entrada em funcionamento da central hidroeléctrica de Alqueva II (perfazendo um total de 493 MW reversíveis ligados à subestação de 400 kv de Alqueva). Estudos de planeamento conjunto REN e REE demonstraram que ambas as situações citadas ficarão ultrapassadas com a conclusão do novo eixo de interligação a 400 kv, PortimãoTaviraP. Guzman, do qual falta a ligação em Espanha, constituindo uma alternativa ao actual, também a 400 kv, SinesAlquevaBrovales. Em relação à simulação do Plano de Indisponibilidades Programadas para o ano de 202, importa reter que a indisponibilidade da linha Sines F.Alentejo a 400 kv, programada para Junho de 202, limita o valor de NTC para valores da ordem dos MW, nomeadamente em cenários de baixa hidraulicidade e forte produção na central térmica a carvão de Sines. Também a indisponibilidade da linha PalmelaSines 3, programada para Março de 202, poderá originar reduções na capacidade comercial de interligação da ordem dos 400 MW, em regimes de vazio de carga. Não obstante, estes valores podem vir a ter flutuações consideráveis no sentido de aumento/diminuição em função de regimes hidrológicos e/ou eólicos mais extremos. Trocas no sentido Espanha 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, em consequência do disparo duplo das interligações a 400 kv A. LindosoCartelle 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 205, 26