RL PRPR 5/2009 ÍNDICE

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1 Capacidades Indicativas de Interligação para Fins Comerciais para o Ano de 2010 (Art. o 32º e 33º do RARI) Divisão Planeamento da Rede Departamento Planos de Rede RL PRPR 5/2009 NOVEMBRO

2 ÍNDICE SUMÁRIO EXECUTIVO ÂMBITO METODOLOGIA CONTEÚDO BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE PERSPECTIVAS DE REFORÇOS DA RNT E DE EVOLUÇÃO DO PARQUE PRODUTOR PARA Evolução da estrutura física da RNT em Perspectivas de evolução do parque produtor em Plano de indisponibilidades de 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 e de geração na rede Metodologia de aumento/redução das trocas Condições da análise de segurança RESULTADOS SEM LIMITAÇÃO DO PARQUE PRODUTOR CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS BIBLIOGRAFIA GLOSSÁRIO ANEXOS... I 1

3 SUMÁRIO EXECUTIVO 1. Este relatório dá provimento ao estipulado nos artigos 32º e 33º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de Agosto de 2007, quanto à determinação dos valores previsionais de capacidade de interligação disponível para fins comerciais para o ano seguinte. No âmbito das obrigações de serviço público, como concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), a REN Rede Eléctrica Nacional, SA (daqui em diante referida simplificadamente por REN) definiu em 2001/2002, e em resultado das próprias orientações do Governo para a criação do MIBEL, um ambicioso programa de investimentos tendo em vista incrementar a capacidade de interligação internacional com a rede espanhola. Este relatório debruça-se exclusivamente sobre o comportamento da rede portuguesa, embora, e no que à análise de segurança diz respeito, seja também avaliado o impacto de contingências de um conjunto de instalações do sistema eléctrico de transporte espanhol mais próximo da fronteira, e que são identificadas como significantes daquele ponto de vista. Foi igualmente tido em conta o plano de indisponibilidades de elementos dos sistemas previsto pelo Gestor do Sistema Português. Os valores de capacidade de interligação apresentados revestem-se de carácter indicativo pois são calculados tendo por base situações típicas consideradas representativas do funcionamento dos sistemas eléctricos ibéricos interligados e muito dependentes de alterações que possam surgir no plano de indisponibilidades de elementos dos sistemas. As capacidades disponíveis para fins comerciais (NTC Net Transfer Capacity) não decorrem exclusivamente de limitações da RNT, mas incorporam constrangimentos resultantes do parque produtor, tal como é explicado em mais pormenor nos pontos 6.9 e 8. Acrescente-se que, do conjunto de todas as situações produção/consumo analisadas, os constrangimentos ligados ao parque produtor são os que limitam, em maior número de casos, a capacidade de interligação. 2. A tabela síntese seguinte ilustra os valores NTC previstos para 2010, tanto para saldos de trocas no sentido Espanha-Portugal (importação), como no inverso (exportação). O cálculo obedeceu a uma determinação prévia das efectivas capacidades da rede física de MAT, às quais são deduzidas as limitações impostas pela gestão de níveis mínimo ou máximos de capacidade de produção do parque electroprodutor nacional e da aplicação 2

4 de uma margem de 10% (com o mínimo de 100 MW) para colmatar incertezas de funcionamento do sistema. CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2010 (Englobando restrições da RNT e do sistema produtor português) Portugal Espanha [MW] Espanha Portugal [MW] Ano 2010 Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Sem indisp. Com indisp. Sem indisp. Com indisp. Sem indisp. Com indisp. Sem indisp. Com indisp. Janeiro Fevereiro 1350 (1440) 1350 (1440) Março 1350 (1440) (1710) (1620) Abril 1350 (1810) (1660) (2160) (2030) Maio 1350 (1370) (1890) (2250) (1960) Junho 1260 (1620) (1980) (1980) (1890) Julho 1260 (1620) (2070) (2070) (1980) Agosto 1440 (1710) (1850) (1800) (1980) (1830) Setembro 1350 (2250) (1990) 1440 (1580) (1230) (2070) (860) Outubro 1350 (2160) (1980) 1440 (1980) (1980) (1780) Novembro 1350 (1980) (940) 1440 (1770) (1160) (1800) (1710) Dezembro 1350 (1890) (1150) (1620) (1530) NOTAS: A tabela incluiu, para além das restrições na rede de MAT portuguesa, as que resultam de limitações do parque produtor português, tanto no sentido de exportação (não existência de mais potência/energia disponível para exportar), como no sentido de importação (situação de forte produção PRE, que tem prioridade de colocação no sistema, e que conduz à inexistência de potência disponível em regime ordinário para reduzir). Quando a restrição por rede ocorrer para um valor de capacidade de interligação superior ao que resulta da limitação por parque produtor nacional, o seu valor (de rede) é apresentado em itálico e entre parêntesis. O cálculo foi efectuado sem e com o Plano de Indisponibilidades (Indisp.) Programadas de elementos da RNT para o ano de 2010 com influência na capacidade de interligação, desde que a duração de cada indisponibilidade seja igual ou superior a 15 dias. Os resultados na coluna Com Indisp só são apresentados quando são mais restritivos que os do cálculo Sem Indisp. Os valores de capacidade poderão, em alguns períodos do ano de 2010, vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, mediante indisponibilidades fortuitas ou programadas não contempladas neste cálculo que possam ocorrer tanto na rede portuguesa, como na rede espanhola. Os valores de exportação (P E) poderão vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, perante a ocorrência de reduzida afluência/contribuição dos parques produtores hídricos e eólicos em simultâneo com situações de consumo elevado. 3

5 3. Os valores de NTC previstos para 2010 são, de algum modo, superiores aos verificados em 2009, situando-se predominantemente na gama de 1100 a 1600 MW, que representa, em termos médios, cerca de 15% da ponta máxima do sistema português. A melhoria verificada é condicionada pela alocação desfavorável do parque produtor ibérico, em particular a resultante da forte produção na região Norte de Espanha em alguns cenários e de restrições de vária ordem, nomeadamente de natureza ambiental nos dois sistemas, que introduziram o atraso na conclusão de alguns projectos de interesse comum do ponto de vista de NTC O plano de indisponibilidades de elementos da rede previsto para 2010 que, em parte, resulta de compromissos relacionados com as condicionantes ambientais de construção na zona do Parque Natural do Douro Internacional, também condiciona a melhoria dos valores de NTC. 4. No sentido de Espanha para Portugal, e nas horas de ponta/cheias, o NTC terá valores predominantemente na gama dos 1100/1600 MW, registando-se os valores mais elevados nos períodos de Primavera, Verão e Outono. No Inverno a capacidade de interligação prevista é ligeiramente menor em virtude de uma maior injecção de potência proveniente da zona da Galiza e de algumas indisponibilidades de rede. Salienta-se a indisponibilidade, em Setembro, da linha Lagoaça Aldeadávila 3 1 que, em determinados regimes, reduz a capacidade comercial de interligação para 400 MW. 5. No sentido de Portugal para Espanha, foram estimados valores na gama mais provável de 1300 a 1500 MW, que resultam, em largos períodos do tempo, por inexistência de potência/energia disponível no parque produtor nacional para assegurar maiores montantes de exportação. Contudo estes valores podem ser afectados, e apenas no que à rede portuguesa diz respeito, tanto no sentido de subida, como no de redução, consoante se verifiquem, no decorrer do ano de 2010 regimes mais extremos de forte ou fraca produtibilidade eólica e hidroeléctrica. A indisponibilidade da linha Sines Ferreira do Alentejo a 400 kv, prevista para Dezembro de 2010, poderá vir a reduzir a capacidade comercial de interligação para valores na ordem dos 600 MW em determinados cenários de rede. 1 Uma das duas novas linhas de interligação a 220 kv entre Lagoaça e Aldeadávila que entram em serviço em finais de 2009, em substituição das actuais linhas de interligação a 220 kv Bemposta - Aldeadávila e Pocinho Aldeadávila. 4

6 6. Em 2010 a REN, SA irá prosseguir a realização do seu plano de investimentos, de que se destaca, para efeitos da capacidade de interligação, o reforço do eixo do Douro Internacional e Nacional, com a construção/reforço das subestações de Lagoaça e Armamar, ambas com a valência 400 e 220 kv e as linhas que as interligam até ao litoral, para além das novas interligações entre Lagoaça e Aldeadávila a 220 e 400 kv. Notar que estes investimentos são da maior importância para a continuação do acréscimo da capacidade de interligação, na medida em que estes reforços de rede propiciam um acréscimo médio que se estima da ordem dos 300 MW. Alguns destes reforços ao serem executados sobre as instalações já existentes, induzem indisponibilidades que, embora colocadas em períodos do ano mais favoráveis, podem provocar alguma redução temporária na capacidade de interligação. A mais longo prazo encontram-se previstos novos reforços estruturantes de interligação, nomeadamente, os novos eixos a 400 kv do Algarve-Andaluzia (2011) e a segunda linha Minho-Galiza (2013/2014), os quais irão proporcionar um funcionamento mais eficaz e seguro das redes ibéricas de electricidade, bem como futuros e significativos incrementos na capacidade de interligação, desde que coordenados com outros reforços internos em ambas as redes ibéricas. 5

7 1. ÂMBITO Este relatório, elaborado pela REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. (REN, SA), enquanto concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento ao estipulado nos artigos 32º e 33º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de Agosto de Em particular, o conteúdo dos pontos 2 e 4 do citado artigo 32º refere que o operador da rede de transporte em Portugal continental deve efectuar os estudos necessários à determinação da capacidade de interligação disponível para importação ou exportação que pode ser livremente usada para fins comerciais, para cada um dos meses do próximo ano civil, simulando diferentes cenários de produção e consumo para diferentes regimes de hidraulicidade e de eolicidade. Por seu lado, o ponto 4 do artigo 33º refere que, tanto os estudos efectuados, como os valores indicativos da capacidade disponível, devem ser enviados à Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) até 30 de Novembro de cada ano. A REN, SA, nos termos dos artigos 34º e 41º do RARI, irá publicar e manter disponível na sua página de Internet os valores indicativos de capacidade de interligação para fins comerciais e actualizá-los-á sempre que haja alterações de significado que tal justifiquem. As análises técnicas realizadas neste estudo debruçam-se apenas sobre a rede portuguesa incluindo as linhas de interligação, em sintonia com os critérios de segurança acordados entre REN, SA e REE, SA no acordo conjunto sobre Cálculo de Capacidade Comercial de Interligação. Em sequência, os valores de capacidade resultantes desta análise devem ser confrontados com os calculados pelo operador de rede de transporte espanhola, Red Eléctrica de España, SA (REE, SA), a fim de se obter uma matriz de cruzamento, em que os valores finais serão os mais restritivos das análises efectuadas por cada uma das empresas. Até à data do presente relatório, a REE, SA ainda não nos transmitiu os seus resultados. Deste modo, a publicação dos valores finais será efectuada na página de internet da REN, SA, logo que os mesmos estejam disponíveis. Deve salientar-se o carácter indicativo destes valores, visto que eles são estimados com uma larga antecipação, tendo por base situações típicas consideradas representativas do funcionamento dos sistemas eléctricos ibéricos interligados, enquanto que na operação real do sistema podem sobressair particularidades de alocação do parque produtor e de 6

8 indisponibilidades de elementos da rede que alterem de modo mais ou menos significativo os referidos valores. Como se referiu no sumário executivo as capacidades aqui tratadas englobam as limitações da RNT e do sistema produtor nacional, como é explicado nos pontos 6.9 e 8 deste relatório. 2. METODOLOGIA A metodologia para determinação da capacidade de interligação anual que serviu de base para esta análise foi aprovada pela ERSE em 13 de Fevereiro de 2007 [3], sendo esses os princípios base seguidos pela REN, SA no presente cálculo. De acordo com o protocolo [4] estabelecido entre a REN, SA e a REE, SA para o cálculo da capacidade de interligação, foram trocados os cenários de geração/procura assim como o programa previsto de indisponibilidades para o ano de 2010 com impacto na capacidade de interligação. Esta metodologia tem por base a detecção do limite do saldo de trocas no conjunto das interligações, a partir do qual os critérios e regras de segurança e aceitabilidade deixam de ser respeitados, quer em regime normal de operação da RNT quer em regime de contingência. Um primeiro nível de verificação dos critérios prende-se com a análise em termos de violação dos limites térmicos de capacidade dos elementos da RNT, para o funcionamento da rede em regime permanente ( n ) e em condições de contingência ( n-1 e n-2 ). Para determinar a aceitabilidade do valor da carga nos elementos da RNT em função da variação imposta para o saldo de potência nas linhas de interligação, a análise foi efectuada com o recurso a um modelo de rede de aproximação linear (DC). A necessidade desta aproximação prende-se com o elevado número de redes típicas analisadas, que tornaria o processo de cálculo bastante mais moroso se o mesmo fosse feito em modelo mais rigoroso (AC). Para efeitos de verificação do trânsito nos elementos da rede constatase que o modelo utilizado é adequado. 7

9 Num segundo nível de análise os valores de capacidade de interligação obtidos serão simulados no modelo AC de modo a verificar os critérios de desvio angular entre duas subestações após contingência e os de colapsos de tensão. 3. CONTEÚDO Para além da indicação dos valores de capacidade de interligação técnica a que resulta das simulações de segurança da rede física de Muito Alta Tensão (MAT) efectuadas nos vários cenários de rede e a disponível para fins comerciais, no sentido da exportação e da importação, este relatório divulga ainda informação sobre: A constituição da rede mês a mês com indicação da sua topologia, através do esquema unifilar com os trânsitos em cada elemento da rede, bem como as suas características eléctricas (para mais completa informação consultar também a Caracterização da RNT a 31 de Dezembro de 2008, que está disponível na página Internet da REN, SA). As cargas activa e reactiva em cada barramento da RNT, por mês e para três diferentes situações do diagrama de cargas: horas de ponta, cheias e vazio. Os planos de produção do parque produtor térmico e hídrico, de acordo com a ordem de mérito previsional dos mercados tendo em conta os regimes hidrológicos. Os planos de geração da produção em regime especial (PRE), quer a ligada à RNT quer a ligada aos 60 kv ou redes de tensão inferior. A capacidade técnica de transporte de cada linha de interligação. O valor do trânsito em cada elemento da rede e das linhas de interligação na situação em que se atinge o valor limite de capacidade de troca. Para cada mês são ilustrados em diagrama unifilar as duas situações mais restritivas, uma correspondente à importação e outra à exportação. Pretende-se que este conjunto abrangente de informação, para além de preencher os requisitos do artigo 33º do RARI, constitua também uma fonte alargada e coerente de informação que torne o conteúdo deste relatório facilmente interpretável e compreensível por terceiros. 8

10 4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE 2009 Projectos de reforço da RNT Em 2009 entraram em serviço importantes projectos de reforço da RNT que proporcionam a integração de nova geração, a melhoria do abastecimento dos consumos e a flexibilidade de adaptação da rede a novos comportamentos de geração em ambiente de mercado (alteração da ordem de mérito das centrais). Estes reforços apresentam, igualmente, um impacto positivo na estrutura e segurança global do sistema e na manutenção e/ou melhoria da capacidade de interligação, dos quais se destacam os seguintes: Previsão de entrada em serviço, para Dezembro de 2009, da subestação de Lagoaça que, em 2010, permitirá estabelecer uma nova linha de interligação com Espanha a 400 kv. Inicialmente esta instalação funcionará como posto de corte a 220 kv, permitindo um melhor aproveitamento das capacidades das linhas existentes com benefícios na capacidade de interligação. A entrada das segundas unidades de autotransformação 400/150 kv nas subestações de Falagueira e Ferreira do Alentejo, as quais vieram proporcionar uma melhor gestão quer do escoamento da produção renovável na zona interior centro, quer do fluxo no eixo de interligação Sines Alqueva - Brovales. Uprating das seguintes linhas: Fanhões Alto de Mira 3 (troço entre Fanhões e Carriche). Fanhões Carriche Fanhões Sacavém 2 (troço aéreo). Alto de Mira Carriche. Alto Rabagão Caniçada (troço entre Frades e Caniçada). Carregado Carriche (troço entre Fanhões e Pontinha). Carregado Sacavém (troço aéreo). Mourisca - Pereiros. Recarei Canelas. Valdigem Carrapatelo 2 e 3. 9

11 Instalação de 50 Mvar de baterias de condensadores na RNT de modo a melhorar os perfis de tensão nomeadamente nos regimes de importação. Evolução da capacidade de interligação nos primeiros 11 meses de 2009 % do ano Até finais de Novembro de 2009 os valores de capacidade de interligação foram muito similares aos verificados no ano anterior (2008) condicionados, em termos gerais, por cenários desfavoráveis de alocação do parque produtor ibérico, por indisponibilidades de elementos das redes e por Capacidade comercial de exportação (MW) (sentido Portugal -> Espanha) alguns atrasos na conclusão de projectos. Os gráficos 80% seguintes reproduzem os 70% % valores horários efectivos de 50% 2006 capacidade disponibilizados 40% no mercado diário. 30% % 10% 0% < 1000 [ [ [ [ >=1400 Classes 2009 (até 24 Nov) Os valores apresentados, quer no sentido Portugal->Espanha quer no sentido Espanha-> Portugal, já reflectem a 90,0% 90% 80,0% 80% 70,0% 70% 60,0% 60% % do ano 50,0% 50% 40,0% 40% 30,0% 30% Capacidade comercial de importação (MW) (sentido Espanha -> Portugal) redução da capacidade de interligação motivada por indisponibilidade programada de linhas para a realização de trabalhos nas redes, nomeadamente da Falagueira Cedillo, Alqueva Brovales e Lavos - Rio Maior. 20,0% 20% ,0% 10% (até (até Nov) Nov) 0,0% 0% < 1000 [ [ [ [ >=1400 Classes De referir que na origem de uma certa contenção no aumento dos valores da capacidade de interligação esteve a ocorrência de situações em que a produtibilidade disponível dos parques produtores de cada um dos países esgotou a sua capacidade para aumentar o nível de trocas. No caso de Portugal tal facto deve-se a uma menor potência 10

12 disponível por parte das centrais hídricas em consequência de afluências hídricas abaixo da média (à semelhança do que se verificou nos últimos 5 anos). Por outro lado, sublinha-se que em 60 e 75% das horas do ano, a capacidade de interligação apresentou valores iguais ou superiores a 1200 MW no sentido Portugal->Espanha e Espanha- >Portugal, respectivamente. Embora tenham ocorrido estes condicionalismos que afectaram a capacidade de troca, a manutenção dos seus valores em gamas ainda razoavelmente altas ficou a dever-se, em grande parte, ao desenvolvimento de uma estratégia coordenada de reforços entre as duas empresas de transporte ibéricas e da concretização, nomeadamente no período de 2001 a 2007, do amplo programa de aumento de capacidade de grande parte das linhas de 220 kv da RNT, correspondentes à elevação da sua temperatura máxima de operação para 85ºC. Perspectiva-se que a remodelação topológica prevista para a zona do Douro Internacional, nomeadamente com a construção da futura subestação de Lagoaça represente um contributo importante na evolução da capacidade de interligação em ambos os sentidos mesmo após a entrada em serviço de novos reforços de potências nas centrais de Picote e Bemposta. Por outro lado, constata-se que tem vindo a ser mais frequente a limitação da capacidade de interligação por desvio angular entre duas subestações após contingência em linhas de interligação. Esta situação resulta da própria localização desequilibrada do parque produtor ibérico, em particular da forte produção na Galiza, que provoca elevados fluxos norte-sul na fronteira Minho-Galiza em determinados regimes. A situação pode ser progressivamente mitigada não só com o desenvolvimento interno das redes de cada país, como também pela construção das futuras linhas de interligação a 400 kv Tavira Puebla de Guzman e Minho-Galiza, respectivamente para os horizontes de 2011 e 2014, de acordo com os planos conjuntos de desenvolvimento das redes no âmbito do MIBEL. 5. PERSPECTIVAS DE REFORÇOS DA RNT E DE EVOLUÇÃO DO PARQUE PRODUTOR PARA Evolução da estrutura física da RNT em 2010 O mapa apresentado em sequência dá uma panorâmica da estrutura prevista da RNT que poderá estar em serviço no final de

13 RL PRPR 5/2009 No capítulo dos projectos de investimento da RNT previstos para o próximo ano e que A. Lindoso são de V.Nova A.Rabagão V.Furnas Vila Fria Salamonde Oleiros Pedralva determinantes para o incremento da capacidade (Cartelle) Mendoiro PORTO salientam-se os seguintes: 4 T.A. Fafe Torrão Lagoaça Valdigem Valeira Régua Tabuaço Carrapatelo C.T.Outeiro Miranda Picote Mogadouro Riba d'ave Maia V. P. Aguiar Guimarães 5 M. Cavaleiros Caniçada Ruivães 1 2 interligação, Chaves Frades Pocinho Armamar Bemposta (Aldeadávila) (Saucelle) 2 - Vermoim 3 - Urrô 5 - Ermesinde 6 - Recarei Vila Chã 7 - Prelada (60kV) Paraimo Mogofores 8 - Canelas Aldeadávila a 400 kv Chafariz Mourisca Vila Chã Tábua Pereiros P.Serra C.Lares Com a entrada em serviço Lavos da Pombal C. Branco Penela subestação 400/220 kv de Lagoaça Batalha C.Bode Zêzere geograficamente próxima da de 400/220 kv de Aldeadávila (Espanha), ficam criadas as condições para o estabelecimento de uma nova linha de interligação a LEGENDA C.Ribatejo Carregado C.Carregado RNT - Dezembro de 2009 A.Mira LISBOA 4 F.Ferro 1 - Sacavém 5 Estremoz 1 2 Trajouce 2 - Carriche 400 kv na região. Esta nova linha Falagueira Santarém Carvoeira Fanhões (Cedillo) Fratel Pego Rio Maior subestação Ferro 400 kv Palmela 67 8 Évora Linhas Setúbal Simples M. Pedra (Brovales) 4 - Zambujal (60kV) 7 - Seixal 8 - Lusosider RNT (nomeadamente a expansão da 220 kv 150 kv 9 Alqueva 5 - Trafaria associada as reforços internos na C.Petrogal E. Sado Sines rede de uma 9 - Q. Anjo Centrais Térmica Ourique Subestação Instalação de cliente maior capacidade de transporte quer no Dupla com 1 terno equipado Hídrica C.Sines rede de 400 kv até esta região) vem a Dupla F.Alentejo Sabóia dotar Tensões Porto Alto Sete Rios 6 - Fogueteiro Espanha Nova linha de interligação Lagoaça Bodiosa Estarreja 4 - Custóias Tavira Portimão que se refere às trocas com Espanha, Tunes Estoi FARO quer quanto ao escoamento da produção renovável existente e futura. Nos últimos anos, apesar do reforço que se tem vindo a ser executado, o eixo de interligação e escoamento de produção renovável compreendido entre a zona do Porto (consumos) e do Douro internacional (interligação com Espanha) tem vindo constantemente a apresentar-se como limitação da capacidade de interligação. Salienta-se que o facto que esta nova linha de interligação e consequente ligação de Lagoaça a Armamar a 400 kv não foi simulada neste cálculo na medida em que a sua entrada em serviço encontra-se prevista para finais de Dezembro de

14 Abertura da subestação 400/220 kv de Armamar Conjuntamente com a subestação de Lagoaça, a subestação de Armamar irá criar condições para, não só contribuir para o aumento da capacidade de interligação, como também para tornar mais eficaz a gestão da RNT perante o significativo incremento de geração renovável nesta zona. Reforço de capacidade de linhas de 220 kv A tabela seguinte ilustra o programa de reforços de capacidade de transporte em linhas de 220 kv para o ano de Este reforço traduz-se, fundamentalmente, por reabilitação e alteamento da estrutura das linhas para uma temperatura de operação de 85ºC, o que representa um aumento de 150 a 200 MW na capacidade de transporte de cada uma das linhas. Tabela 1 Programa de reforço da capacidade de transporte de linhas da RNT para Linha Tensão [kv] Extensão [km] Data objectivo Valdigem Carrapatelo Mar/2010 Carregado - Rio Maior 2 e Mai/2010 Palmela Setúbal Mai/2010 Riba d Ave Oleiros Jun/2010 Alto de Mira Sete Rios (troço aéreo) Out/2010 Linha Armamar-Paraimo a 220 kv Com a abertura da subestação de Armamar e as alterações topológicas associadas, a entrada em serviço da linha Armamar-Paraimo a 220 kv 2 reforçará a capacidade de transporte desde este ponto colector, de potência proveniente quer de Espanha quer de aproveitamentos renováveis, até ao litoral (zona de maior densidade de consumo). Reforço da compensação de energia reactiva Encontra-se previsto para o ano de 2010 a instalação de novas baterias de condensadores num total de 140 Mvar, com o objectivo de compensar o consumo de energia reactiva e 2 Proveniente da instalação do segundo terno na actual linha Valdigem-Bodiosa-Paraimo 13

15 assim melhorar o controlo de tensão nos barramentos. Este reforço assume maior importância nos cenários de importação na medida em que o número de geradores ligados na rede portuguesa para controlo de tensão e geração de energia reactiva é menor. Salienta-se que está prevista para o ano de 2010 a entrada em serviço da primeira bateria de condensadores instalada na Muito Alta Tensão com uma potência de 100 Mvar. 5.2 Perspectivas de evolução do parque produtor em 2010 No que diz respeito à produção em regime ordinário, para o ano de 2010 prevê-se a entrada em serviço de uma nova central no Barreiro e desactivação da actual instalação. Para o final de Dezembro de 2010 encontra-se prevista a desclassificação da actual central a fuel do Carregado (710 MW). Quanto à PRE e de acordo com as previsões de evolução apresentadas em [1], é perspectivada a continuação do seu crescimento de forma sustentada, em particular na componente eólica. 5.3 Plano de indisponibilidades de 2010 O plano de indisponibilidades dos elementos da RNT que terão reflexos mais significativos na capacidade de interligação 3, previsto para o ano 2010 à data de início da realização das análises técnicas deste relatório, é apresentado na tabela seguinte: Tabela 2 Programa de indisponibilidades previstas para 2010 na rede portuguesa com influência na capacidade de interligação. Linha Tensão [kv] Período considerado Pocinho-Valdigem Mar a Dez Pocinho-Chafariz Ago a Out Lagoaça-Aldeadávila Set Palmela-Sines Set Sines-Ferreira Alentejo 400 Nov e Dez 1 Esta linha é desclassificada em Março de 2009 para proceder a trabalhos de conversão para o nível de 400 kv dado que constituirá parte do traçado da futura linha Lagoaça-Armamar a 400 kv prevista para Dezembro de Para efeitos de simulação apenas foram consideradas a indisponibilidades de elementos cujo período fosse superior a 15 dias 14

16 As indisponibilidades previstas para as centrais em regime ordinário são indicadas em anexo de acordo com a informação fornecida pela Divisão Gestor de Mercado, donde se destacam as seguintes: 1 grupo na central de Sines nos períodos entre: - 9 de Janeiro e 8 de Março - 3 de Abril a 31 de Maio - 3 de Julho a 30 de Agosto - 2 de Outubro a 9 de Novembro 1 grupo na central do Ribatejo entre 30 de Janeiro e 11 de Março 1 grupo na central da Aguieira entre 22 de Fevereiro e Novembro 1 grupo na central do Pego entre 17 de Abril e 14 de Maio 1 grupo na central do Setúbal entre 17 de Abril e 19 de Maio 1 grupo na central da Turbogás entre 4 de Setembro e 31 de Outubro Na preparação dos cenários para simulação, e na medida em que o cálculo da capacidade de interligação é efectuado para um período mínimo de um mês, foram apenas tidas em consideração as indisponibilidades superiores a 2 semanas e colocadas no(s) mês(es) em que a indisponibilidade é predominante. 6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO 6.1 Situações de rede Para cada mês foram considerados três condições de carga (ponta, cheia e vazio) conjugados com dois regimes hidrológicos (húmido e seco) e para dois cenários eólicos (10% e 65% da sua potência instalada), para duas situações de troca (importação e exportação), o que perfaz um total de 288 potenciais situações para simulação. Contudo, assumindo-se por experiência anterior que algumas das situações não se revelam limitativas, foram excluídas das análises 75 desses casos, o que também permite aligeirar o esforço de tratamento da informação. Nos quadros de detalhe apresentados em anexo esses casos são referidos como n.s. (não simulado). 6.2 Cenários da rede de Espanha Por parte da REE, SA e tendo presente o Acordo conjunto REE-REN para o Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação [4], recebemos a topologia, perfil de geração/consumo e ordem de mérito das centrais para 5 períodos do ano de

17 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], salientando o facto de, a partir de Dezembro, as linhas de interligação com a subestação espanhola de Aldeadávila passarem a ser Lagoaça-Aldeadávila 1 e 2 em detrimento de Bemposta-Aldeadávila e Pocinho-Aldeadávila. Tabela 3 Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT 1 kv Linha Capacidade em regime nominal [MVA] Inverno Verão Alto Lindoso Cartelle Alto Lindoso Cartelle Falagueira Cedillo Alqueva Balboa Lagoaça Aldeadávila Lagoaça Aldeadávila Pocinho Saucelle Lindoso Conchas A capacidade técnica de cada linha de interligação resulta do mínimo valor entre os troços espanhol e português, tendo em conta o equipamento de painéis terminais e as características de projecto da linha. 2 A capacidade destes circuitos é limitada, em alguns meses, pelo equipamento dos painéis terminais. 3 Linha que em regime normal está desligada. 6.4 Cenários de injecção PRE A PRE foi classificada por quatro naturezas: eólica, mini-hídrica, cogeração e outras. Atendendo à incerteza na determinação exacta dos seus valores ao longo dos meses de 2010 foi efectuada uma agregação por quadrimestre. Na tabela seguinte são ilustradas os principais dados sobre esta produção. 16

18 Natureza da PRE Tabela 4 Cenários de potência PRE instalada no ano de º quadrimestre 2º quadrimestre 3º quadrimestre Mini-hídrica Cogeração Outros Cenários de carga Por cada mês foram consideradas três situações de carga: horas de ponta, de cheia e de vazio. Na tabela seguinte apresentam-se os valores globais estimados para cada mês. Os consumos individuais por subestação encontram-se documentados em anexo. 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 efectuada tendo em conta as orientações das Directivas europeias sobre a prioridade das energias renováveis e 17

19 as tendências mais recentes dos mercados incluindo a evolução do preço da tonelada de CO 2. A variabilidade hidroeléctrica é considerada através da simulação de dois cenários: o de alta e o de baixa produtibilidade, respectivamente com níveis de produção de 140 e 60% face ao ano de produtibilidade média. A produção PRE é colocada como prioritária. A potência eólica é simulada para dois cenários de injecção: de 10% e 65% da sua potência instalada. A produção mini-hídrica é simulada de acordo com as produtibilidades típicas do regime hidrológico e da sua distribuição mais usual pelos períodos tarifários. No que concerne à colocação das centrais térmicas é tido em consideração o nível de emissão de CO 2, a tecnologia existente e o rendimento associado à central. A tendência de evolução do preço da tonelada de CO 2 faz com que o diferencial de custos da geração com base nas centrais a carvão relativamente às de gás natural, se torne muito reduzido. Contudo, aquando da realização deste cálculo indicativo para 2010, foi considerado um cenário base em que a geração a partir das centrais a carvão é ligeiramente mais competitiva que a geração a partir das centrais de ciclo combinado a gás natural. Para a gestão das centrais de ciclo combinado, privilegia-se o funcionamento das mais recentes face às mais antigas em virtude de, salvo indicação em contrário, o seu rendimento ser mais elevado, resultante dos naturais avanços tecnológicos. No que respeita às centrais a carvão de Sines e do Pego, é pressuposto que Sines terá, em média, custos de variáveis de produção (combustível + CO 2 ) mais favoráveis. Pretende-se que esta ordem de colocação das centrais reflicta um conjunto abrangente e representativo de cenários de operação do SEN, tão próxima quanto possível das reais condições de funcionamento do mercado. No entanto, não só a evolução do preço dos combustíveis e da tonelada de CO 2, como também a ocorrência de alterações substanciais nas estratégias dos operadores, pode levar a eventuais ajustes dos padrões considerados típicos na presente estimativa e, consequentemente, a desvios efectivos no valor da capacidade de interligação estimado. 18

20 6.7 Indisponibilidades de elementos e de geração na rede No que diz respeito ao parque produtor português, o plano de geração e a definição das ordens de mérito mensais tiveram em conta os grupos geradores que, em cada mês, têm um período de indisponibilidade superior a 15 dias. Em relação às indisponibilidades de linhas e transformadores na RNT com impacto na capacidade de interligação e dado que 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, foi efectuado o cálculo com e sem as referidas indisponibilidades. O plano de indisponibilidades dos elementos da rede de Espanha não foi considerado na elaboração deste relatório, sendo analisado em fase posterior. 6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas O limite de saldo de trocas entre duas redes (portuguesa e espanhola) é obtido a partir duma situação de rede base (cenário em que o saldo de trocas é nulo) por redução (importação) ou por incremento (exportação) do parque electroprodutor português sujeito a despacho centralizado e com uma actuação coordenada mas em sentido oposto no parque electroprodutor espanhol. O redespacho de geração do parque português e espanhol é efectuado tendo em conta os custos variáveis das centrais, respeitando os mínimos técnicos de cada uma delas, e tendo em conta os critérios de colocação do parque produtor definidos em [2]. De referir que a ordem de mérito das centrais espanholas foi-nos transmitida pela REE, SA. 6.9 Condições da análise de segurança Para cada uma das situações de rede (num total de 213) foi efectuada uma verificação das condições de sobrecarga tanto em regime normal, como em regime de contingência n-1 e n-2 (neste último caso apenas foram consideradas as contingências mencionadas em [2]). No regime normal não foi registada qualquer violação dos limites de aceitabilidade de sobrecarga e de tensão. 19

21 Em regime de contingência, e numa primeira fase, foi analisada a evolução do trânsito nos elementos relevantes 4 da RNT para a determinação da capacidade de troca. Para além de se terem simulado ciclicamente os disparos de todos os elementos da rede portuguesa, foram também ensaiados disparos na rede espanhola para observar a sua influência na alteração de trânsitos nos elementos da RNT. Os ensaios para a detecção de sobrecargas em regime de contingência n-1 e n-2 foram limitados, por razões práticas, a 2500 MW. De facto, análises posteriores dedicadas a investigar as desfasagens angulares e os perfis de tensão vieram confirmar que poucas vezes serão aceitáveis valores de capacidade superiores a cerca de 2500 MW com a estrutura da rede ibérica prevista para A fim de identificar eventuais limitações do parque produtor nacional para efeitos de exportação, foram consideradas as seguintes regras: Disponibilidade total do parque térmico, à excepção dos grupos geradores que se encontram indisponíveis para manutenção programada. O parque eólico nacional poderá contribuir com um montante de potência garantida nunca superior a 10% da sua potência instalada. O parque hídrico, em cenários de reduzido armazenamento, terá apenas possibilidade de contribuir com valores máximos da ordem de 50 a 70% da sua potência instalada nas horas de ponta do diagrama e que se reduzirão a zero nos vazios. Nestas circunstâncias, constata-se que o valor da capacidade de exportação poderá ser imposto, num número significativo de situações, por limitações do parque electroprodutor e não pela rede física MAT. Em relação à capacidade de importação constata-se que nas horas de carga mais reduzida, e essencialmente em situações de forte produção eólica em Portugal, a limitação da capacidade de importação é imposta pela inexistência de mais geração em regime ordinário, tanto hídrica como térmica, que se possa retirar de serviço ou reduzir. Salientase que foi considerada a necessidade de manter 200 a 400 MW de PRO para efeitos de segurança do sistema. Neste contexto, não foi calculada a capacidade de importação nos vazios húmidos na medida em que tal só seria possível se se desligasse a totalidade da produção hídrica, cenário que se revela inverosímil. 4 Elementos cuja variação de trânsito é superior a 1% da variação do saldo de trocas. 20

22 7. RESULTADOS SEM LIMITAÇÃO DO PARQUE PRODUTOR Os valores da capacidade de interligação estimados para os vários meses do próximo ano de 2010, com indicação da situação mais restritiva de rede que lhe deu origem, encontram-se em anexo. No Quadro 1 é ilustrado o valor mínimo mais provável para a capacidade técnica de interligação da RNT para as horas de ponta + cheia e de vazio estimada para o ano de 2010, tendo em conta apenas as restrições em elementos da RNT. Não são pois consideradas as limitações resultantes do parque produtor nacional. QUADRO 1 CAPACIDADE TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO PARA 2010 SEM LIMITAÇÃO DO PARQUE PRODUTOR (Englobando apenas restrições na RNT) Portugal Espanha [MW] Espanha Portugal [MW] Ano 2010 Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Sem indisp. (1) Com indisp. (1) Sem indisp. (1) Com indisp. (1) Sem indisp. (1) Com indisp. (1) Sem indisp. (1) Com indisp. (1) Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro (1) Foi efectuado o cálculo com e sem o Plano de Indisponibilidades para 2010 de elementos da RNT com influência na capacidade de interligação, sendo apenas apresentados resultados na coluna Com Indisp quando os mesmos são mais restritivos do que os do cálculo Sem Indisp. 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 21

23 rede), quer na presença do plano de indisponibilidade programada para 2010 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. Em anexo é apresentado, em esquema unifilar, o trânsito de potência nos elementos da RNT para a situação mais restritiva de cada mês com todos os elementos da rede disponíveis, quer para importação quer para exportação. O plano de indisponibilidades do lado português previsto para o ano de 2010 tem influência na capacidade de interligação, em particular nos meses de Março, Junho, Outubro, Novembro e Dezembro onde a capacidade de interligação desce para valores na ordem dos 1000 MW ou até mesmo inferiores. Refira-se que alguns dos valores mais restritivos, quer no sentido de importação quer no sentido de exportação, são impostos não por sobrecarga de elementos da rede, mas por diferença angular entre duas instalações após contingência, nomeadamente nas linhas de interligação. A existência de desvios angulares elevados encontra-se associada, na maioria dos casos, a elevados trânsitos nas linhas que são motivados quer pelo volume de trocas com Espanha, quer com a própria localização geográfica dos centros electroprodutores portugueses e espanhóis e a respectiva ordem de mérito de despacho. 8. CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS Os valores da capacidade indicativa para fins comerciais são determinados a partir dos resultados de segurança que incidiram sobre a rede física de MAT (Quadro 1, citado do ponto 7), tendo em conta as seguintes condicionantes adicionais: a) Para ter em consideração os desvios de regulação entre os sistemas ibéricos e a incerteza inerente aos respectivos perfis de carga e de geração previstos, à capacidade técnica de interligação é retirada uma margem de 10% com o mínimo de 100 MW. b) A disponibilidade de potência de geração do parque produtor português é muito dependente das fontes de energia renováveis, em particular da hidroeléctrica. Em períodos de menor afluências/armazenamento hídrico a potência disponível por parte destes aproveitamentos será, em termos médios, necessariamente inferior à potência instalada, o que leva a que, nalguns regimes, a restrição detectada quando se 22

24 pretendem identificar limites de exportação é por insuficiência do parque produtor português e não por rede física de MAT. c) De modo inverso, a ocorrência de regimes de forte produção hídrica e eólica (de carácter eminentemente não despachável), pode tornar inviável grandes volumes de importação, em particular quando o consumo nacional for baixo. d) Para garantir os critérios de estabilidade do sistema eléctrico é necessário garantir uma reserva secundária de geração no sistema, isto é, não é possível colocar a totalidade de geração disponível na rede porque tem de existir potência de geração que, embora estando sem produzir, sirva de reserva à indisponibilidade do maior grupo gerador ligado à rede (aproximadamente 400MW) e pequenos desvios do consumo previsto (cerca de 2% do consumo). e) Não foi, nesta fase, tido em conta o plano de indisponibilidades dos elementos da rede de Espanha, sendo que a sua influência na capacidade de interligação será analisada em fase posterior. Nestes pressupostos, foi elaborada a estimativa da capacidade de interligação disponível, para importação e para exportação, que pode ser livremente usada para fins comerciais, que se documenta no Quadro 2. 23

25 QUADRO 2 CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2010 (Englobando restrições da RNT e do sistema produtor português) Portugal Espanha [MW] Espanha Portugal [MW] Ano 2010 Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio Sem indisp. Com indisp. Sem indisp. Com indisp. Sem indisp. Com indisp. Sem indisp. Com indisp. Janeiro Fevereiro 1350 (1440) 1350 (1440) Março 1350 (1440) (1710) (1620) Abril 1350 (1810) (1660) (2160) (2030) Maio 1350 (1370) (1890) (2250) (1960) Junho 1260 (1620) (1980) (1980) (1890) Julho 1260 (1620) (2070) (2070) (1980) Agosto 1440 (1710) (1850) (1800) (1980) (1830) Setembro 1350 (2250) (1990) 1440 (1580) (1230) (2070) (860) Outubro 1350 (2160) (1980) 1440 (1980) (1980) (1780) Novembro 1350 (1980) (940) 1440 (1770) (1160) (1800) (1710) Dezembro 1350 (1890) (1150) (1620) (1530) NOTAS: A tabela incluiu, para além das restrições na rede de MAT portuguesa, as que resultam de limitações do parque produtor português, tanto no sentido de exportação (não existência de mais potência/energia disponível para exportar), como no sentido de importação (situação de forte produção PRE, que tem prioridade de colocação no sistema, e que conduz à inexistência de potência disponível em regime ordinário para reduzir). Quando a restrição por rede ocorrer para um valor de capacidade de interligação superior ao que resulta da limitação por parque produtor nacional, o seu valor (de rede) é apresentado em itálico e entre parêntesis. O cálculo foi efectuado sem e com o Plano de Indisponibilidades (Indisp.) Programadas de elementos da RNT para o ano de 2010 com influência na capacidade de interligação, desde que a duração de cada indisponibilidade seja igual ou superior a 15 dias. Os resultados na coluna Com Indisp só são apresentados quando são mais restritivos que os do cálculo Sem Indisp. Os valores de capacidade poderão, em alguns períodos do ano de 2010, vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, mediante indisponibilidades fortuitas ou programadas não contempladas neste cálculo que possam ocorrer tanto na rede portuguesa, como na rede espanhola. Os valores de exportação (P E) poderão vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, perante a ocorrência de reduzida afluência/contribuição dos parques produtores hídricos e eólicos em simultâneo com situações de consumo elevado. 24

26 Da observação dos valores desta tabela ressaltam os seguintes principais comentários: No sentido de Portugal para Espanha (exportação) Na grande maioria dos casos de exportação as situações mais limitativas na rede portuguesa resultam de um desvio angular elevado entre as subestações de Alqueva e de Brovales (Espanha) perante a contingência da linha que interliga as citadas duas subestações. Nas situações de vazio seco as situações mais limitativas podem ocorrer também por sobrecarga na linha F.Alentejo - Ourique a 150 kv por disparo da linha Sines - F.Alentejo, a 400 kv. Nos regimes húmidos, os casos que mais limitam a capacidade de exportação registam-se por sobrecarga em uma das duas linhas de interligação a 220 kv Lagoaça - Aldeadávila, por contingência na outra. Os valores de limitação assinalados nos regimes secos na zona sul serão melhorados quando estiver concluída a futura linha de interligação a 400 kv Tavira Puebla de Guzmán (prevista para o ano de 2011), ao constituir uma alternativa ao eixo de interligação Sines Alqueva Brovales. Os valores mais limitativos registados na zona norte, em particular os da zona do Douro Internacional, estão a ser alvo de uma ampla actuação de reforço e reestruturação da RNT (em sintonia com REE, SA) de modo a permitir gerir os novos e importantes volumes de produção previstos para a zona sem induzir restrições adicionais nos sistemas de transporte, atendendo aos fortes condicionalismos ambientais para a construção de novos equipamentos eléctricos de transporte no Parque Natural do Douro Internacional. Neste capítulo é de especial importância a conclusão do projecto da nova linha de interligação a 400 kv entre Lagoaça e Aldeadávila (cuja previsão é Dezembro de 2010) e da própria subestação de Lagoaça com as respectivas ligações e reforços internos a 400 kv para a restante rede da RNT. Do programa de indisponibilidades programadas da RNT ressalta a indisponibilidade prevista para a linha Sines - F.Alentejo a 400 kv, com incidência nos meses de Outubro 25

27 e Novembro, a qual induz uma redução significativa na capacidade de interligação para valores próximos de 1000 MW ou até mesmo inferiores. Não obstante, estes valores podem ter flutuações consideráveis no sentido de aumento/diminuição em função de regimes hidrológicos mais extremos. No sentido de Espanha para Portugal (importação) O elevado fluxo nas linhas de interligação entre as subestações de Alto Lindoso e Cartelle previsto para o ano de 2010, como consequência do crescimento da produção renovável na zona da Galiza, dá origem a valores baixos da capacidade de interligação, na gama dos 1100/1200 MW, por desvio angular entre as instalações referidas após contingência da linha dupla de interligação. Refira-se que esta situação 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 Até lá poderá haver algumas pequenas melhorias resultantes de reforços internos na rede de Espanha e da nova interligação a 400 kv na zona do Douro Internacional. A longa indisponibilidade da linha Pocinho Valdigem 2 (para dar origem à futura linha de 400 kv Lagoaça Armamar), inserida no eixo de interligação a 220 kv do Douro, induz algumas restrições na capacidade de interligação, nomeadamente nos meses de Setembro e Outubro onde se verificam as maiores reduções tendo em conta a sua simultaneidade com as indisponibilidades das linhas Pocinho Chafariz 1 e Lagoaça - Aldeadávila 3. Se se verificar uma elevada produção de natureza eólica (potência com prioridade de operação) no período de menor carga (horas de vazio), pode suceder não ser possível dispor de uma capacidade de importação no vazio para além dos 900 MW. Nestes cenários, se as afluências hídricas forem relativamente elevadas, a capacidade de importação poderá ainda ser inferior à mencionada, por inconveniência de redução de produção hídrica das centrais do regime ordinário. 26