CAPACIDADES INDICATIVAS DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA O ANO DE 2016 (ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E REE)

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1 CAPACIDADES INDICATIVAS DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA O ANO DE 206 (ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E REE) REN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A. NOVEMBRO DE 205

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

3 SUMÁRIO EXECUTIVO. O presente relatório, Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 206, dá provimento ao estipulado nos artigos 3.º e 32.º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de dezembro de 204, quanto à determinação dos valores previsionais de capacidade de interligação disponível para fins comerciais ( NTC ) para o ano seguinte. Para a determinação do valor de NTC, foi seguida a metodologia aprovada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos ( ERSE ) em 3 de fevereiro de 2007 [2] que tem por base a deteção do limite máximo do saldo de trocas no conjunto das interligações, respeitando os critérios de segurança da Rede Nacional de Transporte de eletricidade ( RNT ), quer em regime normal de operação da RNT, quer em regime de contingência. As capacidades apresentadas neste relatório refletem as situações mais restritivas identificadas tanto na RNT como na rede de transporte espanhola, suportadas em diferentes cenários de funcionamento do sistema elétrico ibérico interligado, considerando os procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional de ambos os operadores das respetivas redes de transporte (ORT) de Portugal e de Espanha, respetivamente REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. (doravante denominada REN) e Red Eléctrica de España, S.A. (doravante denominada REE). Estes procedimentos foram estabelecidos em 2008 por intermédio da assinatura do Acordo Conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [3]. Em conformidade com o disposto no artigo 32.º do RARI, a matriz de capacidades que agora se apresenta, resulta da agregação das estimativas individuais efetuadas pela REN e REE, correspondendo deste modo ao mínimo dos valores calculados por cada operador do sistema de transporte de eletricidade ibérico, para cada sentido do fluxo e para cada período. No entanto, importa referir que os valores de NTC contidos nesta matriz não incorporam informação sobre eventuais reduções induzidas por limitações operacionais impostas pelo parque eletroprodutor nacional, as quais serão determinadas apenas na gestão operacional da RNT. Adicionalmente, realça-se o caráter indicativo destes resultados, na medida em que as ocorrências na operação real do sistema podem diferir das situações típicas consideradas representativas neste cálculo. Em particular, estas capacidades são, entre outros fatores, muito dependentes das efetivas indisponibilidades de elementos da RNT que ocorrem em 2

4 sede de exploração normal das redes de transmissão de energia elétrica, devido, nomeadamente, a operações de manutenção, entre outras. 2. O cálculo da capacidade comercial de interligação baseia-se numa determinação prévia das efetivas capacidades técnicas da rede física de Muito Alta Tensão ( MAT ), deduzida de uma margem de 0% (com o mínimo de 00 MW) para colmatar incertezas ao nível da previsão da operação do sistema. A tabela seguinte ilustra os valores de NTC previstos para 206, tanto para saldos de trocas no sentido Espanha Portugal (importação), como no sentido inverso (exportação). A determinação dos valores de NTC foi efetuada por período tarifário (horas de Ponta e Cheia e horas de Vazio ) e apresentada mensalmente sempre que considerado relevante. Os resultados apresentados a negrito e a itálico na primeira coluna, correspondente a cada período tarifário, são referentes aos valores obtidos com o Plano de Indisponibilidades inativo, ou seja, com todos os elementos das redes de transporte portuguesa e espanhola disponíveis. Na segunda coluna desse mesmo período tarifário, são ilustrados os valores das capacidades que resultam da execução do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE (com base nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois ORT). Embora as indisponibilidades sejam calendarizadas e acordadas entre ambos os operadores de rede para os períodos mais favoráveis de operação dos sistemas elétricos interligados (neste trabalho só foram consideradas indisponibilidades com duração superior a 5 dias), é notório que algumas delas podem induzir reduções de capacidade relativamente aos valores de NTC calculados na hipótese de total disponibilidade dos elementos das redes. 3. Os valores mínimos de NTC estimados para 206 no sentido Portugal Espanha situam-se, na sua maior parte, na gama ca a MW, refletindo limitações identificadas maioritariamente na rede espanhola. De acordo com a atual programação das indisponibilidades de rede para 206, estima-se que a capacidade de interligação possa sofrer uma redução em vários períodos, nomeadamente nos meses de abril e maio cujo valor pode vir a situar-se na casa dos MW. 3

5 CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 206 ENGLOBANDO AS ESTIMATIVAS DA REN E REE (Sem considerar limitações do parque eletroprodutor) Sentido das trocas Portugal Espanha Espanha Portugal Período tarifário Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Plano de indisp. programadas de elementos da rede Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de baixa produção renovável, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser inferior aos valores de capacidade disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção renovável, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Para efeitos do cálculo da capacidade de interligação, apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 5 dias. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou ainda que programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 206, divergir em relação aos indicados. Os valores de capacidade decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos disponíveis. Até à entrada em serviço do novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto, previsto para o primeiro semestre de 206, os valores de capacidade podem vir a ser inferiores em cenários de elevada produção na região do Minho, nomeadamente a partir do segundo trimestre de 206, em que, para além da nova central de Salamonde II, já se considera em serviço a nova central de Venda Nova III. - 4

6 4. No sentido Espanha Portugal foram estimados valores mínimos de capacidade na gama dos 700 a MW, registando-se os valores mais restritivos nos períodos de inverno, consequência de trânsitos elevados no eixo a 400 kv Cartelle (ES) - A. Lindoso - Pedralva/Riba d Ave - Recarei, os quais conduzem a restrições na NTC que decorrem fundamentalmente de desvios angulares elevados entre as subestações de A. Lindoso e de Cartelle, em caso de disparo simultâneo dos dois circuitos de interligação da linha dupla A. Lindoso-Cartelle e 2. Registe-se que este condicionamento de rede continuará a fazer-se sentir de forma preponderante até ao estabelecimento da nova interligação a 400 kv Ponte de Lima (PT) - Fontefria (ES), cuja data de conclusão se encontra prevista para 208. Considerando o Plano de Indisponibilidades para 206 verificam-se algumas reduções na capacidade de interligação, nomeadamente nas horas de ponta e cheia em que podem ocorrer valores da ordem dos 300 MW. 5. Em períodos de maior produção na região do Minho podem vir a ocorrer reduções da capacidade de importação face aos valores apresentados e/ou limitações no parque produtor hídrico desta zona, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT []. Estas potenciais restrições na rede portuguesa poderão fazer-se sentir, com maior impacto, após a entrada em serviço da nova central hidroelétrica de Venda Nova III (prevista para o primeiro trimestre de 206 e com uma potência instalada total de aproximadamente 780 MW), e serão ultrapassadas com a entrada em serviço do novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto (passando pela nova subestação de Vila Nova de Famalicão), previsto ficar concluído no primeiro semestre de Como já mencionado, encontra-se previsto o estabelecimento da nova interligação a 400 kv (208) Ponte de Lima (PT) - Fontefria (ES), a qual, 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 duas redes de transporte, bem como incrementos na capacidade de interligação, fundamentalmente no sentido Espanha Portugal. A conclusão do conjunto de projetos de investimento referido permitirá alcançar a meta de MW de NTC entre Portugal e Espanha (em ambos os sentidos), objetivo que se encontra contemplado nas conclusões da Cimeira Luso-Espanhola de Badajoz, ocorrida em novembro de 2006, no âmbito do desenvolvimento do Mercado Ibérico de Eletricidade MIBEL. 5

7 . ÂMBITO Este relatório, elaborado pela REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. (doravante denominada REN), enquanto concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento aos artigos 3.º e 32.º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de dezembro de 204. Segundo o n.º2 do citado artigo 3.º, o operador da rede de transporte em Portugal continental deve efetuar os estudos necessários à determinação da capacidade de interligação disponível para importação ou exportação que pode ser utilizada livremente para fins comerciais, referida no n.º, simulando diferentes cenários de produção e consumo para diferentes regimes de hidraulicidade e eólicos. Também de acordo com o n.º 4 do mesmo artigo, os estudos relativos à determinação da capacidade de interligação devem abranger cada um dos meses do próximo ano civil. A REN, nos termos dos artigos 33.º e 40.º do RARI, irá publicar e manter disponível na sua página de Internet os valores indicativos de capacidade de interligação para fins comerciais e atualizá-los-á sempre que haja alterações que o justifique. As análises técnicas realizadas neste estudo debruçaram-se apenas sobre a rede portuguesa, incluindo as linhas de interligação, em sintonia com os critérios de segurança acordados entre a REN e a Red Eléctrica de España, SA (doravante denominada por REE) no Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [3]. Em consequência, os valores de capacidade resultantes desta análise foram confrontados com os calculados pelo operador de rede de transporte espanhola, REE, a fim de se obter uma matriz de capacidades comerciais de interligação para o ano de 206, em que os valores finais serão os mais restritivos no conjunto das análises efetuadas por cada uma das empresas. Deve salientar-se o carácter indicativo destes valores, visto que os mesmos são estimados com uma larga antecipação no tempo e têm por base situações típicas consideradas representativas do funcionamento dos sistemas elétricos ibéricos interligados, enquanto na operação real do sistema podem ocorrer 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. 6

8 2. METODOLOGIA A metodologia para a determinação da capacidade de interligação anual que serviu de base ao presente estudo, foi aprovada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos ( ERSE ) em 3 de fevereiro de 2007 [2] e tem por base a deteção do limite máximo do saldo de trocas no conjunto das interligações, a partir do qual os critérios e regras de segurança mencionados em [2] e [3] deixam de ser respeitados, quer em regime normal de operação da RNT quer em regime de contingência. Em janeiro de 2008 a REN e a REE celebraram o já referido Acordo conjunto REN-REE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação, no qual estipularam um conjunto de procedimentos operacionais necessários à realização destes estudos. De forma a dar cumprimento a este acordo, para a realização do presente cálculo a REN e a REE trocaram, entre si, as topologias de rede, os cenários de geração/consumo, as ordens de mérito do parque produtor Ibérico em cenários de importação/exportação e o Plano de Indisponibilidades de elementos de rede e do parque produtor antevistos para o ano de 206. Efetivamente, o processo de cálculo da capacidade de interligação divide-se em dois níveis de análise: - Identificação de eventuais violações dos limites térmicos de capacidade dos elementos da RNT, tanto para o funcionamento da rede em condições de disponibilidade total dos seus elementos (regime n ), como em condições de contingência (regimes n- e n-2 ).Para determinar o valor de carga nos elementos da RNT em função da variação imposta para o saldo de potência de interligação, utilizou-se o modelo de aproximação linear (DC ) incluído na ferramenta informática PSS/E de simulação de redes. A necessidade desta aproximação prende-se com o elevado número de situações típicas de operação analisadas, que tornaria o processo de cálculo bastante pesado/demorado se o mesmo fosse feito em modelo de simulação AC 2. No entanto, verifica-se que, do ponto de vista do trânsito nos elementos da RNT, este modelo simplificado apresenta resultados bastante fiáveis. Direct Current, i.e., corrente contínua. 2 Alternating Current, i.e., corrente alternada. 7

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

10 O volume considerado de produção excluindo a grande hídrica e a grande térmica (PEGHGT), quer a ligada em MAT, quer a ligada a 60 kv ou a redes de tensão inferior. A capacidade técnica de transporte de cada linha de interligação. Pretende-se que este conjunto abrangente de informação, para além de preencher os requisitos do artigo 32.º do RARI, disponibilize também uma fonte alargada e coerente de informação que torne o conteúdo deste relatório facilmente interpretável e compreensível por terceiros. 4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE Projetos de reforço da RNT Em 205, entraram ao serviço, ou encontra-se previsto serem concluídos até ao final do ano, novos projetos 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 perfis de alocação do parque produtor em ambiente de mercado. Deste conjunto de reforços, que apresentam igualmente um impacto positivo na segurança global do sistema e/ou na manutenção e/ou melhoria da capacidade de interligação, destacam-se os seguintes: Linha dupla a 400 kv ligando as atuais subestações de Vermoim e Recarei com a nova de Vila Nova de Famalicão. Esta linha faz parte do novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto, previsto estar concluído no primeiro semestre de 206, que visa assegurar a integração na RNT dos cerca de 000 MW de potência das novas centrais hidroelétricas de Salamonde II e de Venda Nova III, de forma a não prejudicar os atuais valores de capacidade de interligação 3. Reatâncias shunt de Armamar, Fanhões e Paraimo. Estes equipamentos vêm reforçar a capacidade do ORT em controlar o perfil das tensões na RNT, que tem vindo a apresentar valores elevados em períodos de operação do sistema de 3 Até à concretização deste eixo podem ocorrer limitações à produção do parque produtor hídrico desta zona e reduções à capacidade de interligação, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT []. 9

11 considerável duração, contribuindo, por um lado, para um controlo adequado desses níveis de tensão na rede, e por outro para a salvaguarda da segurança da operação da RNT. 4.2 Evolução da capacidade de interligação nos primeiros onze meses de 205 Os valores de capacidade (horários) efetivamente disponíveis no mercado diário (MIBEL) já verificados no corrente ano de 205 (primeiros onze meses) encontram-se reproduzidos nos dois gráficos de barras da página seguinte. No sentido Portugal Espanha verifica-se um acréscimo na capacidade de interligação disponível relativamente aos anos anteriores, apresentando valores iguais ou superiores a MW em mais de 90 % do tempo, e iguais ou superiores a MW em cerca de um terço do tempo. Os valores observados no sentido Espanha Portugal revelam também uma tendência incremental positiva, atingindo valores iguais ou superiores a 500 MW em mais de 90 % do tempo e iguais ou superiores a MW em aproximadamente 20 % do tempo. Constata-se, ainda assim, a persistência de valores inferiores a 500 MW de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal em cerca de 0 % do tempo. Na sua grande maioria, a ocorrência destes valores de capacidade ocorrem perante cenários desfavoráveis do parque eletroprodutor português (períodos de menor carga e de maior produção renovável, nomeadamente eólica). A médio prazo prevê-se vir a alcançar o valor de MW de NTC entre Portugal e Espanha em ambos os sentidos, para o qual é imprescindível a conclusão da futura nova linha de 0

12 interligação a 400 kv Ponte de Lima Fontefria, atualmente prevista para 208, para além do novo eixo a 400 kv no Minho entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto (com passagem pela subestação de Vila Nova de Famalicão), previsto para o primeiro semestre de PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM Perspetivas de evolução da estrutura física da RNT em 206 O mapa que se apresenta em seguida dá uma panorâmica da estrutura da RNT que se prevê em serviço no final de 206. Do conjunto de projetos de investimento da RNT previstos para o próximo ano e que se revelam mais importantes para a capacidade de interligação, destaca-se: A conclusão do eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto (passando pela subestação de Vila Nova de Famalicão). Este reforço de rede, para além de criar condições para estabelecimento da futura linha de interligação Ponte de Lima Fontefria (presentemente prevista para 208), cria também capacidade para escoamento de geração na zona do Minho (necessária para a integração das centrais de Salamonde II e de Venda Nova III), e possibilita ainda o reforço da segurança de abastecimento aos consumos da zona Minho litoral.

13 Segundo autotransformador 400/50 kv, de 450 MVA, na subestação de Tavira. A instalação desta segunda unidade permite assegurar articulação entre as redes de 400 e 50 kv no sotavento algarvio em caso indisponibilidade/contingência da atual unidade, melhorando assim o abastecimento nesta zona do Algarve bem como a capacidade de escoamento da produção ligada na área de influência das subestações de Tavira e Estoi. Reatância shunt de Pedralva. Este equipamento vem reforçar, nomeadamente na região norte, a capacidade do ORT em controlar o perfil de tensões na RNT que se configura elevado em determinados períodos de operação da rede, sobretudo em cenários de troca com valores mais elevados no sentido Espanha Portugal que conduzam a uma reduzida quantidade de geradores em operação na rede, dificultando o referido controlo. 5.2 Perspetivas de evolução do parque eletroprodutor em 206 No que diz respeito à evolução da potência instalada em grandes centrais térmicas e hídricas, antevê-se para 206 a entrada em serviço dos seguintes novos centros eletroprodutores: Tabela - Novas grandes centrais hídricas previstas para 206. Centro eletroprodutor Potência [MW] Venda Nova III 780 Foz Tua 25 Quanto à PEGHGT, perspetiva-se que, nas suas diferentes componentes, durante o ano de 206 os níveis globais de potência instalada apresentem uma evolução moderada. 5.3 Plano de Indisponibilidades para 206 Os elementos da RNT que constam do Plano de Indisponibilidades programadas previsto para o ano 206 e que possam vir a ter reflexos mais significativos na capacidade de interligação 4, são apresentados na Tabela 2. 4 Para efeitos de simulação apenas foram consideradas as indisponibilidades de elementos da rede cuja duração seja superior a 5 dias 2

14 Tabela 2-Programa de indisponibilidades previstas para 206 em elementos da RNT com influência na capacidade de interligaç6o. Elemento da RNT (linhas ou autotransformadores) Tensão [kv] Período considerado Carregado Rio Maior * 220 jan a out Carregado Rio Maior jan Chafariz Vila Chã jan Lavos Rio Maior 400 jan e fev Recarei Paraimo 400 jan a mar Pocinho Chafariz 220 fev Chafariz Vila Chã 220 mar Palmela Fanhões 400 mar Palmela Sines 3 p/ Fanhões ** 400 abr Palmela Sines 2 ** 400 abr Pocinho Aldeadávila 2 *** 220 abr, mai, out e nov Lavos Rio Maior 400 mai Recarei - Feira 400 mai Mogadouro - Valeira 220 mai a Jul Autotransformador 4 de Falagueira 400/50 jun Batalha - Paraimo 400 jun e jul Pego - Falagueira 400 jun a set Picote - Bemposta 220 jun e jul Autotransformador 5 de Falagueira 400/50 jul e ago Picote Lagoaça 220 jul e ago Feira - Lavos 400 jul a dez Pereiros Rio Maior 220 ago Autotransformador de Pedralva 400/50 ago e set Pereiros Rio Maior 2 p/ Pombal 220 set e out Autotransformador 2 de Pedralva 400/50 out Pocinho Aldeadávila *** 220 out * Por motivos de remodelação integral da subestação do Carregado, de novembro de 205 a outubro de 206, as linhas a 220 kv Carregado Rio Maior e Carregado - Sacavém deixarão, neste período, de ligar ao Carregado, constituindo-se uma ligação provisória direta Rio Maior - Sacavém. ** No mês de abril as indisponibilidades das linhas Palmela Sines 2 e Palmela Sines 3 com ramal para Fanhões não são coincidentes. *** No mês de outubro as indisponibilidades das linhas Pocinho Aldeadávila e Pocinho Aldeadávila 2 não são coincidentes. Quando às indisponibilidades do parque produtor, elas são assumidas de acordo com a informação fornecida pelos produtores, considerando-se, para este estudo, apenas aquelas 3

15 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: um grupo na central termoelétrica a carvão de Sines nos meses de abril, maio, outubro e novembro 5 ; um grupo na central termoelétrica a gás do Ribatejo no mês de abril 6 ; um grupo na central termoelétrica a gás da Tapada do Outeiro nos meses de outubro e novembro; um grupo na central hidroelétrica de Alqueva no mês de abril; o grupo 4 da central hidroelétrica de Bemposta nos meses de junho a agosto; o grupo 4 da central hidroelétrica de Picote no mês de setembro; o grupo da central hidroelétrica de Salamonde II no mês de maio. 6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO 6. Situações de rede Para cada mês, não considerando o Plano de Indisponibilidades Programadas para 206, são avaliadas três situações de carga (ponta, cheia e vazio), conjugadas com dois regimes hidrológicos (húmido e seco) e dois cenários produção eólica (0 % e 65 % da potência instalada), e ainda para as duas situações de troca (importação e exportação), perfazendo um total de 288 potenciais situações para simulação. Da análise de anos passados constata-se a existência de meses com comportamentos similares entre si ao nível do perfil de geração, capacidade dos elementos da RNT e dos consumos, tendo-se assim procedido à agregação de alguns meses num total de 6 períodos, com consequente redução para 44 no número de cenários em estudo. Contudo, assumindo-se por experiência anterior que algumas das situações não se revelam limitativas, ou que é imputável ao parque 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). 5 O promotor prevê a paragem de um dos grupos durante 36 dias no segundo trimestre. Para efeitos desta análise considerouse que a referida indisponibilidade acontecerá no mês de abril. 6 O promotor prevê a paragem de um dos grupos durante 65 dias no segundo e no quarto trimestre. Para efeitos desta análise considerou-se que a referida indisponibilidade acontecerá nos meses de abril, maio, outubro e novembro. 4

16 6.2 Cenários da rede de Espanha Por parte da REE e tendo presente o Acordo conjunto REE-REN sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação, recebeu-se a topologia, o perfil de geração/consumo e a ordem de mérito das centrais relativos a cinco períodos do ano de 206, assim como o plano de indisponibilidades programadas de elementos da rede espanhola para o referido ano. 6.3 Capacidade técnica das linhas de interligação A Tabela 3 ilustra a capacidade técnica de transporte de cada uma das linhas de interligação em condições normais de operação de acordo com []. Tabela 3 Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT kv Linha Capacidade em regime nominal [MVA] Inverno Verão Alto Lindoso Cartelle Alto Lindoso Cartelle Falagueira Cedillo Alqueva Brovales Lagoaça - Aldeadávila Tavira Puebla de Guzmán Pocinho Aldeadávila Pocinho Aldeadávila Pocinho Saucelle Lindoso Conchas A capacidade técnica de cada linha de interligação resulta do menor valor entre os troços espanhol e português, tendo em conta as características de projeto da linha e o equipamento de painéis terminais. 2 A capacidade destes circuitos é limitada, sempre ou em alguns períodos, por equipamento dos painéis terminais. 3 Linha que em regime normal de operação está desligada. 5

17 6.4 Cenários de produção PEGHGT A PEGHGT, para efeitos do presente relatório, foi classificada da seguinte forma: eólica, mini-hídrica, cogeração, solar e outras. Atendendo à reduzida evolução da sua potência instalada prevista ao longo de 206, foi considerado um valor constante ao longo do ano. Na tabela seguinte, são ilustradas os principais dados sobre esta produção. Tabela 4 Cenários de potência PEGHGT instalada no ano de 206 Tipo Potência [MW] 4942 Mini-hídrica* 64 Cogeração 660 Solar 460 Outros 277 * Inclui 80 MW de PRO hídricas com potência inferior a 30 MW Registe-se que os valores apresentados traduzem, à data de publicação deste relatório, a melhor previsão possível, tendo presente, não só a informação contida nos pedidos de ligação, como também o contacto regular com os promotores. 6.5 Cenários de carga Os diferentes cenários de consumo (situações de carga de horas de ponta, de cheia e de vazio) para cada período do ano de 206 analisados neste trabalho, são apresentados em detalhe na Tabela 5 que se apresenta na página seguinte. De referir-se que os regimes de carga simulados visam abranger um largo conjunto de cenários representativos da operação do Sistema Elétrico Nacional ( SEN ), não sendo considerados para este efeito cenários mais exigentes (ponta máxima/vazio mínimo cuja ocorrência tem uma duração mais limitada nas horas do ano). 6

18 Tabela 5 Valores de carga, em MW, por cada patamar do diagrama de cargas Mês Ponta Cheia Vazio Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Colocação do parque eletroprodutor Português A alocação da produção das centrais para satisfazer o consumo foi efetuada tendo em conta as orientações das Diretivas Europeias sobre a prioridade das energias renováveis e as tendências mais recentes dos mercados, incluindo a evolução do preço da tonelada de CO 2. A produção PEGHGT é colocada como prioritária, sendo a produção eólica simulada para dois cenários de produção: 0 % e 65 % da sua potência instalada. A produção mini-hídrica é simulada de acordo com as produtibilidades típicas do regime hidrológico em causa e da sua distribuição mais usual pelos períodos tarifários. A variabilidade hidroelétrica é considerada através da simulação de cenários húmidos e secos, representando, respetivamente, regimes de maior e menor produção por parte das centrais hídricas. Refira-se, no entanto, que nos períodos em que existam condições para uma elevada produção hidroelétrica na região do Minho, poderão ocorrer situações com restrição de produção nesta região para garantir as condições de segurança de operação da RNT. Tal 7

19 deve-se ao facto de as novas centrais de Salamonde II e de Venda Nova III (com um total de potência instalada ca. 000 MW) poderem, do ponto de vista do centro electroprodutor, ter condições para colocar esta potência sem que estejam ainda concluídos os reforços de rede previstos, designadamente o novo eixo a 400 kv no Minho entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto. Após a entrada em serviço deste eixo, previsto para o primeiro semestre de 206, serão ultrapassadas as referidas restrições de geração. No que concerne à colocação das centrais térmicas, é tido em consideração o nível de emissão de CO 2, a tecnologia existente e o rendimento associado à central. A tendência de evolução do preço da tonelada de CO 2 faz com que o diferencial de custos da geração com base nas centrais a carvão relativamente às de gás natural se torne reduzido, mantendo-se, no entanto, a tendência verificada nos últimos anos de um menor custo de produção por parte das centrais a carvão. Nesse sentido, para efeitos do cálculo indicativo da capacidade de interligação para 206, a alocação dos grupos térmicos foi realizada com vantagem para a tecnologia baseada no carvão em detrimento da do gás natural. Pretende-se que esta ordem de colocação das centrais reflita um conjunto abrangente e representativo de cenários de operação do SEN tão 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 alterações substanciais das estratégias de alguns operadores, pode levar a eventuais ajustes dos padrões considerados típicos na presente estimativa e, consequentemente, a desvios efetivos no valor da capacidade de interligação estimado. 6.7 Indisponibilidades de elementos da rede e do parque eletroprodutor Em relação às indisponibilidades programadas de linhas e transformadores, apenas foram consideradas as indisponibilidades superiores a 5 dias com influência na capacidade de interligação, tanto para estrutura física da RNT como também para os elementos da rede espanhola com influência na operação da rede portuguesa. Tendo em conta o possível impacto que as indisponibilidades de elementos de rede podem ter na capacidade de interligação, o passado recente demonstra que, por dificuldades por vezes alheias às operadoras das redes, nem sempre é possível proceder à sua concretização na data inicialmente prevista, fator que pode alterar os resultados agora publicados. 8

20 No que diz respeito ao parque eletroprodutor 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 e com impacto no valor da NTC). 6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas O limite de saldo de trocas entre Portugal e Espanha apresentado neste documento para cada período do ano de 206, é obtido a partir de uma situação de rede base (cenário em que o saldo de trocas é nulo) por redução (importação) ou por incremento (exportação) da produção do parque eletroprodutor português em regime ordinário, e com uma atuação coordenada mas em sentido oposto no parque eletroprodutor espanhol. O redespacho de geração dos parques electroprodutores português e espanhol é efetuado tendo em conta a estimativa dos custos variáveis das centrais, respeitando os mínimos técnicos de cada uma delas, e tendo em conta os critérios de colocação do parque produtor. De referir que a ordem de mérito das centrais espanholas foi transmitida pela REE. 6.9 Condições da análise de segurança Para cada uma das situações de rede foi efetuada a verificação dos valores de carga nos equipamentos da RNT tanto em regime normal, como em regime de contingência n- e n-2 (neste último caso, apenas foram consideradas as contingências mencionadas em [2]). Em regime normal de operação, não foi registada qualquer violação dos limites de aceitabilidade de carga e de tensão. Em regime de contingência, e numa primeira fase, foi analisada a evolução dos trânsitos nos elementos da RNT relevantes 7 para a determinação da capacidade de troca. Para além de se terem simulado ciclicamente os disparos de todos os elementos da rede portuguesa, foram também efetuadas contingências sobre a rede espanhola para observar a sua influência na alteração dos trânsitos nos elementos da RNT. 7 Elementos cuja variação de trânsito é superior a % da variação do saldo de trocas. 9

21 Os ensaios para a deteção de sobrecargas em regime de contingência n- e n-2 foram limitados, por razões práticas, a MW em ambos os sentidos. De facto, as análises posteriores desenvolvidas mostram que, num número considerável de cenários, não serão aceitáveis valores de capacidade superiores a MW com a estrutura de rede prevista ao longo de PRINCIPAIS RESTRIÇÕES TÉCNICAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT) 7. Capacidade Técnica de Interligação No Quadro, é ilustrado o valor obtido para a estimativa da capacidade técnica de interligação da RNT nas horas de ponta e cheia e de vazio para o ano de 206, tendo em conta apenas as restrições em elementos da RNT. As indisponibilidades de meios de geração com impacto na capacidade de interligação encontram-se contempladas, quer nos planos de produção, quer nas ordens de mérito desta análise. Complementarmente, apresentam-se em anexo esquemas unifilares com as situações de rede que dão origem aos valores indicados. Os valores apresentados ilustram a capacidade prevista para 206, tanto para saldos de trocas no sentido Portugal Espanha (exportação), como no sentido inverso (importação). A determinação destes valores foi efetuada por período tarifário (horas de Ponta e Cheia e horas de Vazio ) e é apresentada mensalmente sempre que considerado relevante. Os resultados representados a negrito e a itálico na primeira coluna, correspondente a cada período tarifário, são referentes aos valores obtidos com o Plano de Indisponibilidades Inativo, ou seja, com todos os elementos das redes de transporte portuguesa e espanhola disponíveis. Na segunda coluna desse mesmo período tarifário, são ilustradas as capacidades que resultam da aplicação do Plano de Indisponibilidades programadas da REN e da REE para o ano de 206 (o qual nos é fornecido com base nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois ORT) sempre que os resultados obtidos forem mais restritivos e desde que a sua duração seja igual ou superior a 5 dias. 20

22 QUADRO CAPACIDADE TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO PARA 206 VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT (Sem considerar limitações do parque eletroprodutor e da rede de Espanha) Sentido das trocas Portugal Espanha Espanha Portugal Período tarifário Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Plano de indisp. programadas de elementos da rede Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de baixa produção renovável, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser inferior aos valores de capacidade disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção renovável, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Para efeitos do cálculo da capacidade de interligação, apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 5 dias. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou ainda que programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 206, divergir em relação aos indicados. Os valores de capacidade decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos disponíveis. Até à entrada em serviço do novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto, previsto para o primeiro semestre de 206, os valores de capacidade podem vir a ser inferiores em cenários de elevada produção na região do Minho, nomeadamente a partir do segundo trimestre de 206, em que, para além da nova central de Salamonde II, já se considera em serviço a nova central de Venda Nova III. - 2

23 No sentido de Portugal para Espanha (exportação), constata-se a existência de valores de capacidade mais elevados nas horas de ponta e cheia, com valores maioritariamente acima dos MW, isto não considerando as indisponibilidades dos elementos de rede nem as restrições da rede de transporte espanhola. Contudo, podem ocorrer valores mais reduzidos (cerca de MW) no período abril/maio, por restrições na rede na zona do Minho, face ao aumento de geração hidroelétrica da região (Salamonde II e Venda Nova III) e à ausência do eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto (previsto para o primeiro semestre de 206). Nos períodos de menor carga (horas de vazio) é de prever valores de capacidade na ordem dos MW nos períodos do ano de maior produção hidroelétrica e dos MW nos restantes períodos. No sentido de Espanha para Portugal (importação) e à semelhança do que tem ocorrido nos anos anteriores, os valores mais restritivos identificados no sentido de importação são impostos por diferença angular entre duas instalações após contingência, nomeadamente por disparo da linha dupla de interligação Alto Lindoso Cartelle e 2. Ao longo do ano de 206, não considerando as indisponibilidades de elementos de rede nem as restrições da rede de transporte espanhola, perspetivam-se valores mínimos de capacidade de trocas na gama dos ca. 900 a MW. Face ao plano de indisponibilidades previsto para 206, é de esperar reduções na capacidade de interligação para valores da ordem dos ca e 400 MW, respetivamente para saldos de troca no sentido de Portugal para Espanha e de Espanha para Portugal. A existência de desvios angulares elevados encontra-se associada a valores significativos de trânsito nas linhas de interligação, que são motivados pela natural circulação de energia entre as redes portuguesa e espanhola e que aumentam com o próprio incremento do montante de trocas com Espanha. Esta situação foi já identificada em estudos anteriores de planeamento conjunto entre a REN e a REE, vindo apenas a ser ultrapassada com o reforço da interligação entre Portugal e Espanha, desigandamente após a conclusão da linha de interligação a 400 kv Ponte de Lima Fontefria. 22

24 7.2 Condicionamentos do parque eletrorodutor A capacidade de interligação disponível para trocas comerciais de energia elétrica entre Portugal e Espanha é condicionada, não só por restrições ao nível da estrutura física da RNT, como também por limitações do parque produtor, cuja origem tem duas razões distintas:. Sentido Portugal Espanha: Em períodos de menor afluência/armazenamento hídrico, a potência disponível por parte destes centros produtores será, em termos médios, necessariamente inferior à potência instalada, facto que, combinado com uma fraca produção PEGHGT e períodos de consumo mais elevados, pode levar à ocorrência de situações de limitação na capacidade do parque produtor português para efeitos de exportação. 2. Sentido Espanha Portugal: Cenários de elevada produção PEGHGT conjugados com níveis de consumos reduzidos podem vir a inviabilizar tecnicamente a redução de produção em Portugal, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Efetivamente, o nível de potência PEGHGT instalada, nomeadamente de natureza eólica, induz, nos períodos de maior produção, a necessidade de dotar o sistema de uma reserva operacional adicional, tendo vindo a limitar com alguma frequência os valores de capacidade de importação em períodos de carga reduzida. Para o ano de 206, à semelhança do que tem vindo a acontecer nos anos passados, prevêse que estas situações possam ocorrer em algumas horas do ano. No entanto, tendo presente a incerteza associada à energia disponível nos aproveitamentos hídricos e eólicos nacionais ao longo do ano de 206, considerou-se prudente não incluir as limitações decorrentes do parque eletroprodutor nos valores indicativos de capacidade comercial de interligação publicados neste documento. Estes deverão ser atualizados nos cálculos efetuados ao nível da gestão diária do sistema, os quais, com informação mais próxima das condições reais de exploração, incorporam melhores previsões no que respeita à realidade operacional do SEN. Até à conclusão do novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto, previsto para o primeiro semestre de 206, estima-se que possa vir a ser necessário impor restrições quanto à potência máxima a injetar na rede por parte das centrais hidroelétricas na região do Minho, com a entrada em serviço das novas centrais de Salamonde II e de Venda Nova III (num total aproximado de quase 000 MW de potência instalada). 23

25 8. CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS (RESULTANTE APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT) Os valores de capacidade indicativa para fins comerciais são calculados a partir dos resultados da análise técnica que incidiu sobre a rede física de MAT (Quadro, citado do ponto 7), retirando-se uma margem de 0 %, com o mínimo de 00 MW, para fazer face aos desvios de regulação entre os sistemas Ibéricos e à incerteza inerente aos respetivos perfis de carga e de geração. Nestes pressupostos, foi elaborada a estimativa da capacidade de interligação, para importação e para exportação, considerando apenas as restrições na RNT, e que se ilustra no Quadro 2 da página seguinte. Da observação dos valores deste quadro ressaltam os seguintes principais comentários: Trocas no sentido Portugal Espanha (exportação) Para a maior parte dos cenários e não se considerando as indisponibilidades dos elementos da rede ibérica, não se prevê que a capacidade de interligação venha a ser inferior a MW. Os períodos em que se podem vir a registar valores de capacidade inferiores a MW devem-se sobretudo ao seguinte: - Montantes elevados de produção nas novas centrais de Salamonde II e de Venda Nova III antes de concluídos os reforços de rede associados, nomeadamente o novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto. - Elevada produção hidroelétrica em certas situações particulares de menor consumo, que, perante a contingência da linha dupla a 400 kv Alto Lindoso Cartelle e 2, podem vir a originar sobrecargas na linha a 400 kv Lagoaça - Aldeadávila. As indisponibilidades programadas da linha a 400 kv Pego Falagueira e das linhas de interligação a 220 kv Pocinho Aldeadávila e 2, podem vir a provocar fortes reduções na capacidade de interligação para valores da ordem dos MW. 24

26 QUADRO 2 - CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 206 VALORES RESULTANTES APENAS DE RESTRIÇÕES NA RNT (Sem considerar limitações do parque eletroprodutor e da rede de Espanha) Sentido das trocas Portugal Espanha Espanha Portugal Período tarifário Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Plano de indisp. programadas de elementos da rede Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de baixa produção renovável, em particular de geração eólica, a potência de geração disponível para exportar pode ser inferior aos valores de capacidade disponibilizados pela RNT. Em regimes de forte produção renovável, em particular de geração eólica, os valores de capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal podem ser inferiores aos apresentados, por necessidade de assegurar a reserva de segurança do sistema. Para efeitos do cálculo da capacidade de interligação, apenas se consideraram as indisponibilidades com duração superior ou igual a 5 dias. Na presença de indisponibilidades fortuitas ou ainda que programadas diferentes das contempladas neste cálculo, os valores de capacidade técnica de interligação poderão, em alguns períodos do ano de 206, divergir em relação aos indicados. Os valores de capacidade decorrentes da consideração do Plano de Indisponibilidades Programadas só são apresentados quando os mesmos induzem limitações mais gravosas do que na situação de rede com a totalidade dos elementos disponíveis. Até à entrada em serviço do novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto, previsto para o primeiro semestre de 206, os valores de capacidade podem vir a ser inferiores em cenários de elevada produção na região do Minho, nomeadamente a partir do segundo trimestre de 206, em que, para além da nova central de Salamonde II, já se considera em serviço a nova central de Venda Nova III. - 25

27 Trocas no sentido Espanha Portugal (importação) A capacidade de interligação no sentido Espanha Portugal, cujos valores mínimos prevê-se que oscilem entre os ca. 700 e os MW, tem como principal limitação os desvios angulares elevados entre as subestações de Alto Lindoso e de Cartelle, em consequência do disparo conjunto das interligações a 400 kv A. Lindoso - Cartelle e 2, que partilham os mesmos apoios. Esta situação é consequência do elevado montante de produção na zona da Galiza (nomeadamente renovável) e só terá melhorias significativas com a construção da nova linha de interligação Ponte de Lima - Fontefria, que neste momento se encontra prevista para 208. De realçar que com a injeção na rede da produção das novas centrais hidroelétricas de Salamonde II e de Venda Nova III, com uma potência instalada de aproximadamente 000 MW, ainda antes da conclusão do novo eixo a 400 kv entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto (previsto para o primeiro semestre de 206), antecipa-se, para os regimes de elevada produção na região do Minho, a necessidade de proceder a reduções na capacidade de interligação para além dos valores apresentados e de limitações à geração do parque eletroprodutor desta zona, de forma a garantir o cumprimento dos Padrões de Segurança para Planeamento da RNT []. Estas restrições serão ultrapassadas com a entrada em serviço do referido eixo. As indisponibilidades previstas para 206 das linhas espanholas a 400 kv, Aparecida Trives e Aldeadávila Villariño e da linha da RNT a 400 kv Pego Falagueira, ao enfraquecer a ligação entre as duas redes ibéricas contribuirá para agravar a restrição angular acima referida. Neste contexto, é de esperar limitações à capacidade de interligação para valores da ordem de 300 MW. Como já referido neste relatório, um elevado valor de produção de natureza eólica em períodos de menor carga (horas de vazio), pode levar a que a capacidade de importação seja reduzida para valores inferiores aos apresentados no Quadro 2. Estes cenários podem ser ainda mais agravados, caso as afluências hídricas sejam relativamente elevadas. 26