CAPACIDADES INDICATIVAS DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA O ANO DE 2014 (CONSIDERANDO APENAS RESTRIÇÕES NA RNT)

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1 CAPACIDADES INDICATIVAS DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA O ANO DE 204 (CONSIDERANDO APENAS RESTRIÇÕES NA RNT) REN REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A. NOVEMBRO DE 203

2 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 ÍNDICE SUMÁRIO EXECUTIVO ÂMBITO METODOLOGIA CONTEÚDO BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE Projetos de reforço da RNT... 0 Evolução da capacidade de interligação nos primeiros 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 produtor em Plano de Indisponibilidades para PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO Situações de rede... 5 Cenários da rede de Espanha Capacidade técnica das linhas de interligação Cenários de injecção PRE Cenários de carga Colocação do parque produtor Português... 8 Indisponibilidades de elementos da rede e do parque produtor... 9 Metodologia de aumento/redução das trocas... 9 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 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 SUMÁRIO EXECUTIVO. Este relatório, intitulado Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204, dá provimento ao estipulado nos artigos 30.º e 3.º 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 [2] que tem por base a deteção 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 refletem exclusivamente as limitações encontradas na RNT, 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 respectivas redes de transporte (TSO) 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 2007 por intermédio da assinatura do Acordo Conjunto RENREE sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [3]. Até à data do presente relatório, a REE ainda não transmitiu os resultados dos seus cálculos à REN. Logo que o operador da rede de transporte espanhola disponibilize os valores de NTC decorrentes de restrições no sistema espanhol, a REN irá comparálos com os seus resultados, com o objetivo de obter uma matriz de capacidades que permita identificar os resultados mais restritivos no conjunto das análises efetuadas por cada TSO. De seguida, informará a ERSE e publicará os respetivos resultados, de acordo com o estipulado nos artigos 32.º e 39.º do RARI. Nesse sentido, os valores de NTC agora publicados não incorporam informação sobre eventuais situações mais restritivas resultantes de cálculo semelhante a efetuar pela REE, nem possíveis reduções induzidas por limitações operacionais impostas pelo parque electroprodutor nacional, as quais serão determinadas apenas na gestão operacional da rede. 2

4 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 Adicionalmente, realçase 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 fatores, muito dependentes das efetivas indisponibilidades de elementos da RNT que ocorrem em sede de exploração normal das redes de transmissão de energia eléctrica, devido, nomeadamente, a operações de manutenção não programada, entre outras. 2. O cálculo da capacidade comercial de interligação baseiase 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 204, 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 (o qual nos é fornecido com base nos procedimentos coordenados de troca de informação e de funcionamento operacional acordado entre os dois TSO). 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 impor reduções de capacidade relativamente aos valores de NTC quando calculados na hipótese de total disponibilidade dos elementos das redes. 3

5 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 204 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 rede Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Inativo Ativo Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho 980/ 260/ Julho Agosto Setembro Outubro 70 Novembro Dezembro NOTAS: Em regimes de baixa hidraulicidade e fraca produção em regime especial (PRE), 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 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 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 204, 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. Para o segundo semestre, foi considerado em operação a futura linha de interligação TaviraP. Guzman. Dada a incerteza ainda existente quanto à data efetiva de conclusão desta linha de interligação, para os meses de Junho e Julho são apresentados os valores de capacidade, sem e com a referida nova linha de interligação, respetivamente. 4

6 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de Os valores mínimos de NTC estimados para 204 no sentido Portugal Espanha, nas horas de ponta e cheia, situamse na gama mais provável de 900 a 2000 MW até ao final do primeiro semestre de 204, cujas limitações resultam, na maior parte das situações, de restrições impostas por desvios angulares entre as subestações de Alqueva e Brovales (ES) em caso de disparo da linha de interligação AlquevaBrovales a 400 kv. Nas horas de vazio, são identificados valores na ordem dos 2200 MW de capacidade, devido a sobrecarga na linha F. AlentejoOurique, a 50 kv, quando ocorre o disparo da linha SinesF. Alentejo a 400 kv. Na segunda metade do ano, considerando a entrada em serviço da nova linha de interligação a 400 kv TaviraP. Guzman (ES), as restrições apresentadas são ultrapassadas, estimandose valores de capacidade de interligação na ordem dos 3000 a 3200 MW. 4. No sentido Espanha Portugal, nas horas de ponta e cheia foram estimados valores mínimos de capacidade na gama dos 700 a 2200 MW, registandose os valores mais restritivos nos períodos de inverno, consequência de trânsitos elevados no eixo a 400 kv Cartelle (ES)A. LindosoPedralva/Riba d AveRecarei, 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 de linha dupla A. LindosoCartelle e 2. Nos períodos de vazio, a capacidade de importação situase em valores superiores a 2200 MW. Registese que este condicionamento de rede continuará a fazerse sentir de forma preponderante até à conclusão da nova interligação MinhoGaliza a 400 kv, cuja data de conclusão se encontra agora prevista para 206. Considerando o Plano de Indisponibilidades para 204, verificase que as intervenções na rede espanhola de 400 kv, programadas para Outubro de 204, são as que podem induzir redução na capacidade de importação, em regimes de ponta, para valores da ordem dos 700 MW. 5. Salientase que os valores apresentados neste documento têm como pressuposto, não só a conclusão das ações de reforço na RNT previstas até ao final do corrente ano de 203 (nomeadamente a linha a 400 kv ArmamarRecarei, a linha a 220 kv ValpaçosV. P. Aguiar e o reforço da capacidade de transporte da linha dupla a 220 kv ValdigemRecarei / ValdigemRecareiUrrô), como também da entrada em serviço da 5

7 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 nova linha de interligação a 400 kv TaviraP. Guzman no final do primeiro semestre de A mais largo prazo (206), encontrase prevista a construção da linha de interligação a 400 kv Viana do CasteloFontefria (ES), 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 projetos de investimento referido permitirá alcançar a meta de 3000 MW de NTC entre Portugal e Espanha (em ambos os sentidos), objetivo que se encontra contemplado nas conclusões da Cimeira LusoEspanhola de Badajoz, ocorrida em Novembro de 2006, considerado como fundamental para o desenvolvimento do Mercado Ibérico de Eletricidade MIBEL. 6

8 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204. 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 30 º e 3 º 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 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 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. 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 atualizálosá sempre que haja alterações que o justifique. As análises técnicas realizadas neste estudo debruçaramse 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 [3]. 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 capacidades comerciais de interligação para o ano de 203, em que os valores finais serão os mais restritivos no conjunto das análises efetuadas por cada uma das empresas. Até à data de realização do presente relatório, a REE ainda não transmitiu à REN os seus resultados. Deste modo, a publicação dos valores finais de capacidade será efetuada na página de internet da REN, logo que os mesmos estejam disponíveis. Deve salientarse 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 7

9 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 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 [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 RENREE 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, conforme o previsto, 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 204. Efetivamente, 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 na ferramenta informática PSS/E de simulação de redes. A necessidade desta aproximação prendese 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. No entanto, verificase que, do ponto de vista do trânsito nos elementos da RNT, este modelo simplificado apresenta resultados bastante fiáveis. 8

10 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 Num segundo nível de análise os valores de capacidade de interligação são confirmados ou retificados com base 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 limitativas em cada período do ano analisado apresentamse nos esquemas unifilares em anexo. Os ensaios para a deteção de sobrecargas em regime de contingência n e n2 foram limitados, por razões práticas, a 2500 MW em ambos os sentidos, com a ressalva de que após a entrada em serviço da futura linha de interligação a 400 kv TaviraPuebla de Guzman (ES), prevista para o final do primeiro semestre de 204, o referido limite passou para 3500 MW, embora apenas no sentido de Portugal para Espanha. De facto, análises posteriores dedicadas a investigar as desfasagens angulares e os perfis de tensão vieram confirmar que, na maior parte dos cenários, não serão aceitáveis valores de capacidade superiores a cerca de 2500 MW com a estrutura da rede ibérica prevista para 204. Contudo, com a entrada em serviço da futura linha de interligação TaviraPuebla de Guzman (prevista para o final do primeiro semestre de 204) ficam criadas as condições para se obterem valores de capacidade superiores no sentido de Portugal para Espanha. 3. 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 sobre: A topologia de rede, 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], que está disponível na página de internet da REN). Nos períodos em que não existem restrições de rede até ao valor limite da análise, são apresentadas as referidas grandezas para o cenário de Ponta Seca 0%. 9

11 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 As cargas em cada subestação da RNT nas três diferentes situações do diagrama de carga: 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 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. 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 3.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 203, entraram ao serviço, ou encontrase 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, destacamse os seguintes: Ampliação da subestação de Vermoim com a introdução do nível de 400 kv. A entrada em serviço do nível de 400 kv na subestação de Vermoim, para além de reforçar a segurança global de abastecimento aos consumos do Grande Porto, constitui também a base para a implementação do projeto do futuro eixo de interligação a 400 kv Vermoim/RecareiSobradoV. CondeV. CasteloFontefria (ES). 0

12 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 Nova linha a 400 kv entre as subestações de Armamar e de Recarei 2. Este reforço de rede, ao melhorar a ligação entre a região Litoral Norte e a zona do Douro Internacional, permite otimizar o escoamento da elevada produção de carácter renovável existente na região, assim como reforçar o eixo de interligação com Espanha em que se encontra inserido. Reforço da capacidade de transporte da linha dupla ValdigemRecarei / Valdigem UrrôRecarei. Este aumento de capacidade vem permitir criar condições para um melhor escoamento da produção renovável originária da região de TrásosMontes, assim como do fluxo proveniente das interligações com Espanha da zona do Douro Internacional. Nova linha a 220 kv entre as subestações de Valpaços e de V. P. Aguiar. O fecho da malha LagoaçaM. CavaleirosValpaçosV. P. AguiarValdigem permite otimizar a integração de produção renovável na região, em particular em regimes de elevada produção hídrica e eólica, a par do significativo aumento na fiabilidade de alimentação aos consumos na região de TrásosMontes. Evolução da capacidade de interligação nos primeiros meses de 203 Os valores de capacidade (horários) efetivamente disponíveis no mercado diário (MIBEL) para o corrente ano (203) encontramse reproduzidos nos dois gráficos de barras da página seguinte. No sentido Portugal Espanha constatase uma redução nos valores mais elevados da capacidade de interligação, provocada maioritariamente por restrições no sistema elétrico espanhol. Salientase que 85% dos valores inferiores a 500 MW ocorreram nos primeiros 4 meses do ano. Os valores observados no sentido Espanha Portugal confirmam a tendência incremental positiva, atingindo valores superiores ou iguais a 2000 MW em mais de metade do ano. Este fenómeno é consequência direta do esforço ao nível do investimento que a REN tem efetuado no sentido aumentar a capacidade de interligação com Espanha, com destaque 2 Projeto não finalizado à data deste relatório, mas que se prevê vir a ser concluído ainda no decorrer de 203.

13 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 mais recente para o reforço da rede da região do Douro D internacional no final de 200/início de 20. De referir ainda assim que os resultados apresentadoss relativamente ao verificado em 203 incluem alguns condicionamentos resultantes, não só de cenários desfavoráveis de alocaçãoo do parque produtor ibérico (nomeadamente no sentido Espanha Portugal nos períodos de menor carga e de maior produção PRE) ), como também t de indisponibilidades de elementos das redes. Não obstante a ocorrência destes condicionalismos, o valor de NTC mantevese, razoavelmentee altas, apresentando valores iguais ou superiores a 2000 MW em mais de 40% do tempo no sentido Portugal Espanha e em mais de 60% no sentido Espanha Portugal. regra geral, em gamas A médio prazo prevêse vir a alcançar o valor de 3000 MW de NTC entre Portugal e Espanhaa (objetivo MIBEL), para o qual é imprescindível a conclusão das futuras novas linhas de interligação a 400 kv TaviraP. Guzman (troço português já concluído, estimandose a conclusão do troço espanhol durante o primeiro semestre dee 204) e Viana do Castelo Fontefria (206). 2

14 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de PREVISÃO DE EVOLUÇÃO DA RNT E DO PARQUE PRODUTOR EM Perspetivas de evolução da estrutura física da RNT em 204 O mapa que se apresenta em seguida dá uma panorâmica da estrutura da RNT que se prevê em serviço no final de 204. Do conjunto dos projetos de investimento da RNT previstos para o próximo ano e que se revelam importantes para o incremento da capacidade de interligação, destacase: A entrada em serviço da linha de interligação Tavira P. Guzman a 400 kv. Embora a REN tenha já finalizado o troço que se desenvolve em território português desta nova interligação com Espanha, a REE temse deparado com problemas no processo de licenciamento e construção do respetivo troço espanhol. No entanto, é expectável que a entrada em serviço desta interligação venha a acontecer no decorrer do primeiro semestre de 204. De acordo com os estudos já realizados no âmbito do MIBEL e com os resultados obtidos nesta análise, a colocação em serviço desta nova interligação permitirá atenuar ou até mesmo suprimir as restrições de NTC identificadas no sentido Portugal Espanha, resultantes de desvios angulares elevados (>30º) entre os barramentos de 400 kv das subestações de Alqueva e de Brovales, em caso de perda da linha que as interliga. Reconstrução da linha a 220 kv CarrapateloEstarreja. Este reforço de rede, para além de permitir assegurar eficientemente os requisitos operacionais de segurança da 3

15 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 infraestrutura existente, possibilitará também reforçar a capacidade de escoamento da produção renovável localizada nas regiões do Douro e de TrásosMontes e do fluxo resultante das trocas nas interligações situadas no Douro Internacional, como ainda a criação de condições para o escoamento dos futuros aproveitamentos hidroelétricos da região norte. Perspetivas de evolução do parque produtor em 204 No que diz respeito à evolução da PRO instalada, não se prevê qualquer alteração face à potência instalada/em operação em 203. Quanto à PRE, perspetivase que, nas suas diferentes componentes, durante o ano de 204 os níveis de potência instalada se mantenham estáveis ou com evolução moderada. 5.3 Plano de Indisponibilidades para 204 Os elementos da RNT constantes do Plano de Indisponibilidades programadas previsto para o ano 204 e que possam vir a ter reflexos mais significativos na capacidade de interligação 3 são apresentados na tabela seguinte: Tabela 2Programa de indisponibilidades previstas para 204 em elementos da RNT com influência na capacidade de interligação. Linha Tensão [kv] Período considerado SinesPortimão Jan FeiraLavos 400 Mai e Jun CarrapateloEstarreja 220 Mai a Nov Rio MaiorAlto de Mira 400 Ago PereirosRio Maior Out e Nov PereirosRio Maior 220 Dez 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: 3 Para efeitos de simulação apenas foram consideradas as indisponibilidades de elementos da rede cuja duração seja superior a 5 dias 4

16 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 grupo na central hidroelétrica de Alqueva nos meses de Fevereiro, Março e Maio; grupo na central hidroelétrica de Bemposta nos meses de Março a Setembro; grupo na central termoelétrica a gás natural de Lares no mês de Abril; grupo na central termoelétrica a carvão do Pego no mês de Abril PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO 6. Situações de rede Para cada mês, não considerando o Plano de Indisponibilidades Programadas para 204, 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 constatase a existência de meses com comportamentos similares entre si ao nível do perfil de geração, capacidade dos elementos da RNT e dos consumos, tendose assim procedido à agregação de alguns meses num total de 6 períodos, com consequente redução para 44 no número de cenários em estudo. 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 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). Cenários da rede de Espanha Por parte da REE e tendo presente o Acordo conjunto REEREN sobre: Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação, recebeuse a topologia, o perfil de geração/consumo e a ordem de mérito das centrais relativos a cinco períodos do ano de 204, assim como o plano de indisponibilidades programadas de elementos da rede espanhola para o referido ano. 4 O promotor prevê a paragem durante mês no período de Março a Maio ou de Outubro a Novembro. Para efeitos desta análise considerouse que a referida indisponibilidade acontecerá no mês de Abril. 5

17 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 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 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 projeto da linha. 2 A capacidade destes circuitos é limitada, em alguns meses, pelo equipamento dos painéis terminais. 3 Linha que em regime normal está desligada. 6.4 Cenários de injecção PRE A PRE, para efeitos do presente relatório, foi classificada segundo quatro naturezas: eólica, minihídrica, cogeração e outras. Atendendo à reduzida evolução da sua potência instalada prevista ao longo de 204, foi considerado um valor constante ao longo do ano. Na tabela seguinte são ilustradas os principais dados sobre esta produção. 6

18 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 Tabela 4 Cenários de potência PRE instalada no ano de 204 Natureza da PRE Potência [MW] 4500 Minihídrica* 430 Cogeração 750 Solar 30 Outros 330 *Inclui 80 MW de PRO hídricas com potência inferior a 30MW Registese 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 204 analisados neste trabalho são apresentados em detalhe na Tabela 5. Para as horas de ponta foram considerados valores ligeiramente inferiores aos assumidos noutros estudos de segurança e adequação da rede, de modo a se obter uma caracterização mais ampla deste período. Para o horizonte de 204 a ponta de carga reduziuse relativamente aos valores simulados para o ano de 203, consequência do efetivo decrescimento dos consumos elétricos que se tem vindo a verificar recentemente. 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 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 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 produtor Português A alocação da potência 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 PRE é colocada como prioritária, sendo a produção eólica simulada para dois cenários de injeção na RNT: 0% e 65% da sua potência instalada. A produção minihídrica 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 dois cenários: o de alta e o de baixa produtibilidade hidroelétrica, respetivamente 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 evolução do preço da tonelada de CO 2 faz com que o diferencial de custos da geração com 8

20 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 204 base nas centrais a carvão relativamente às de gás natural se torne reduzido, mantendose, 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 204 a alocação dos grupos térmicos foi realizada com ligeira vantagem para a tecnologia do carvão em detrimento do gás natural. Pretendese 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. 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 e com impacto no valor da NTC). 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 os elementos da rede espanhola com influência no 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. 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 204, é obtido a partir de uma situação de rede base (cenário em 9

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