DaDos técnicos 20 technic 10 al Data

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1 Dados técnicos TECHNICAL DATA 2010

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4 índice INDEx REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE ELECTRICIDADE NATIONAL ELECTRICITY TRANSMISSION GRID Caracterização do Ano 6 Year Characterization Repartição da Produção 8 Supply Abastecimento do Consumo 9 Power Generation Evolução do Consumo Variação Anual 10 Electricity Consumption Development Annual Variation Satisfação do Consumo 11 Supply Transações via Interligações 12 Imports and Exports Potência Máxima Anual e Dia de Maior Consumo 12 Annual Peak Demand and Maximum Daily Consumption Características do Diagrama de Ponta Anual 13 Load Diagram on the Days of Annual Peak Demand Parque Electroprodutor 14 Generation Equipment Evolução da Potência Instalada 15 Installed Capacity Evolution Rede Nacional de Transporte 15 National Transmission Grid Qualidade de Serviço 16 Quality of Service Rede Nacional de Transporte 18 National Transmission Grid

5 REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL NATURAL GAS TRANSMISSION System Caracterização do Ano 20 Year Characterization SNGN Repartição de Entradas 23 Portuguese Natural Gas System RNTGN Entradas vs. Saídas 24 RNTGN Entry & Exit Quantities RNTGN Evolução do Consumo 25 RNTGN Demand Growth RNTGN Satisfação do Consumo 26 RNTGN Supply Growth Máximo Diário e Ponta Horária de Transportes de GN 26 RNTGN Daily and Hourly Peak Demand Características do Diagrama da Ponta Anual 27 Annual Daily Peak Demand Diagram Características da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural 28 Characteristics of the Natural Gas Transmission System (RNTGN) Evolução das Características do Gás Natural 29 Natural Gas Characteristics Qualidade de Serviço 30 Quality of Service Rede Nacional de Transporte 32 National Transmission Grid

6 REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE ELECTRICIDADE NATIONAL ELECTRICITY TRANSMISSION GRID caracterização do ano YEAR characterization Em 2010 o consumo de energia eléctrica recuperou da quebra verificada no ano anterior, crescendo 4,7%, 3,3% com correcção do efeito de temperatura e n.º de dias úteis. O consumo anual de 52,2 TWh fica 3,2% acima do verificado em Na potência solicitada à rede verificou-se também um novo máximo histórico: MW, a 11 de Janeiro, 185 MW acima do máximo ocorrido em A produção hidroeléctrica conheceu o primeiro ano húmido desde 2003, com um índice de hidraulicidade de 1,31, abastecendo 28% do consumo. A Produção em Regime Especial cresceu 24% e abasteceu 34% do consumo, dos quais 17% se deveram às eólicas. A produção eólica aumentou 20%, com 350 MW de novos parques este ano e com um índice de eolicidade de 1,08. O saldo importador foi o mais baixo desde 2002 e abasteceu 5% do consumo. As centrais térmicas utilizaram 34% da potência disponível, abastecendo 33% do consumo, a quota mais baixa dos últimos 30 anos. Em 2010, entrou em serviço a central de ciclo combinado do Pego (2x418,6 MW), com ligação à rede no posto de corte do Pego. No desenvolvimento da RNT salienta-se a entrada em serviço das linhas a 400 kv Armamar Lagoaça e Lagoaça Aldeadávila, a passagem a 400 kv do eixo Armamar Bodiosa Paraimo e a abertura da subestação de Armamar e a ampliação de Lagoaça, ambas com autotransformação 400/220 kv. Estes projectos permitem dotar a rede de um aumento da capacidade de recepção de produção renovável na zona do Douro e aumentar a capacidade de interligação com a rede espanhola. Foi ainda reforçado o eixo a 220 kv da falda norte da serra da Lousã, com a nova linha a 220 kv Penela Tábua, contribuindo para a recepção de nova energia renovável na região. Na REN - Dados técnicos electricidade

7 faixa litoral entrou ao serviço a linha 400 kv Batalha Lavos, importante para o escoamento da produção dos novos grupos térmicos da zona centro litoral. No Sul, passou à exploração a 400 kv a linha Sines Portimão 3, melhorando as condições de alimentação ao Algarve. Em 2010 ocorreram 3 falhas na RNT com interrupção de abastecimento, totalizando um Tempo de Interrupção Equivalente de 1,15 minutos. Electricity consumption recovered from the decline recorded in the previous year, growing 4.7%, or 3.3% when corrected for the temperature effect and number of working days. Annual consumption of 52.2 TWh is 3.2% up on the 2008 figure. Power demand on the public grid recorded an all-time high on 11 January at MW, which is 185 MW above the previous all-time high, set in Hydroelectric generation had its first wet year since 2003 with a hydraulicity rate of 1.31, supplying 28% of consumption. Special status generation (PRE) grew 24% and accounted for 34% of consumption, 17% of which originated from wind power. Wind energy generation increased 20%, with 350 MW of new wind farms in 2010 and a wind rate of The import balance was the lowest since 2002, accounting for 5% of consumption. Thermal power stations used 34% of the available power, supplying 33% of consumption, which is the lowest share of the last 30 years. The Pego combined cycle power station (2x418.6 MW) entered into service in 2010, with grid connection at the Pego switching station. Of note in the development of the national electricity transmission grid was the entry into service of the 400 kv Armamar-Lagoaça and Lagoaça-Aldeadávila power lines, the switch to 400 kv of the Armamar-Bodiosa-Paraimo link and the opening of Armamar substation and extension of Lagoaça substation, both with 400/200 kv autotransformation. These projects raised the capacity of the grid to transmit renewable generation in the Douro area and increased the interconnection capacity with the Spanish grid. The 220 kv connection of the northern side of the Serra Lousã hills with the new 220 kv Penela-Tábua power line was also reinforced, contributing to the transmission of new renewable energy in the region. The 400 kv Batalha-Lavos power line entered into service near the coast line, which is important for the transmission of generation by the new thermal units of the coastal area of Central Portugal. In South Portugal, the 400 kv Sines-Portimão 3 line came into operation, improving supply to the Algarve region. There were 3 faults in the national transmission grid in 2010, with the interruption of supply, comprising a total equivalent interruption time of 1.15 minutes. REN - TECHNICAL DATA electricity

8 Repartição da Produção SUPPLY 0% 20% 13% 5% % 17% 17% 23% 1% 10% 23% % 14% 15% PRE Outros PRE Others PRE Eólica PRE Wind Hidráulica Hydro Carvão Coal Fuel Fuel-oil Gás Natural Gas Saldo Importador Import Balance 52% 35% % 65% Não Renovável Non Renewable Renovável Renewable REN - Dados técnicos electricidade

9 ABASTECIMENTO DO CONSUMO power generation Consumo referido à produção líquida Net Demand GWh Var. [%] PRODUÇÃO EM REGIME ORDINÁRIO TOTAL GENERATION Hidráulica Hydro Generation Térmica Thermal Generation Carvão Coal Gás Natural Natural Gas Fuel/ Gasóleo Fuel-oil/ Gas-oil PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL SPECIAL STATUS GENERATION Hidráulica Hydro Térmica Thermal Eólica Wind Fotovoltaica Photovoltaic SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE Importação (valor comercial) Import (trade values) Exportação (valor comercial) Export (trade values) BOMBAGEM HIDROELÉCTRICA HYDRO PUMPING CONSUMO TOTAL TOTAL DEMAND (com correcção de temperatura e dias úteis) (corrected by temperature and working days) ,7 3,3 REN - TECHNICAL DATA electricity 9

10 EVOLUÇÃO DO CONSUMO VARIAÇÃO ANUAL electricity consumption development ANnUAL variation 6 % GWh GWh % Corrig.tdu % Corrected by t&wd REN - Dados técnicos electricidade

11 SATISFAÇÃO DO CONSUMO SUPPLY 50 TWh Saldo Import. Import Balance Hidráulica Hydro Fuelóleo Fuel-oil Gás Natural Natural Gas Carvão Coal PRE Eólica PRE Wind PRE Outros PRE Others Consumo Demand Índices de Produtibilidade Capability Factor Hidroeléctrica Hydroelectric 1,6 1,19 1,33 1,31 1,0 0,4 0,75 0,83 0,41 0,98 0,77 0,56 0, Eólica Wind 1,2 1,0 0,8 1,05 1,08 1,05 1,01 1,03 1,00 0,91 0,97 0,94 0, REN - TECHNICAL DATA electricity 11

12 TRANSACÇÕES VIA INTERLIGAÇÕES imports and exports GWh Importação Imports Exportação Exports Saldo Balance potência Máxima ANUAL E DIA DE MAIOR CONSUMO annual PEAK DEMAND AND MAXIMUM DAILY CONSUMPTION Potência (MW) Power Energia (GWh) Energy Jan (19h15) Jan Jan (19h45) Jan Dez (19h30) Dez Dez (18h45) Dez Jan (19h30) Jan REN - Dados técnicos electricidade

13 CARACTERÍSTICAS DO DIAGRAMA DA PONTA ANUAL load DIAGRAM on the days of annual peak demand MW 11 Janeiro 2010 January 11 th Janeiro 2009 January 12 th IMP Import Hidr. Hydro Term. Thermal PRE Eólica PRE Wind PRE Outros PRE Others Consumo Demand Potência Máxima Maximum load Potência Mínima Minimum load Factor de Carga Load Factor Pot. mín./ Pot. máx. Min. load/ Max. load MW MW 2010/01/ /01/12 Variação (%) Variation (%) , ,9 0,79 0,78 0,52 0,52 REN - TECHNICAL DATA electricity 13

14 PARQUE ELECTROPRODUTOR GENERATION EQUIPMENT Potência Instalada no Final do Ano Installed Capacity at End of the Year MW Variação Variation POTÊNCIA INSTALADA INSTALLED CAPACITY Centrais Hidroeléctricas Hydro Power Plants Centrais Termoeléctricas Thermal Power Plants Carvão Coal Gás Natural Natural Gas Fuel/ Gás Natural Fuel-oil/ Natural Gas Gasóleo Gas-oil POTÊNCIA INSTALADA PRE (1) INSTALLED CAPACITY SPECIAL STATUS PRODUCERS P.R.E. (2) Produtores Térmicos Thermal Produtores Hidráulicos Hydro Produtores Eólicos Wind Produtores Fotovoltaicos Photovoltaic Generators (1) Potência de ligação à Rede Pública ou Potência instalada nos Produtores térmicos aderentes à Portaria 399/2002. (2) Connected Power Supply to the Public Grid or installed Thermal power in accordance to M. Order 399/ REN - Dados técnicos electricidade

15 EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA INSTALLED CAPACITY EVOLUTION MW Térmica Thermal Hidráulica Hydro PRE Eólica PRE Wind PRE Outros PRE Others Ponta Peak Load rede NACIONAL DE TRANSPORTE NATIONAL TRANSMISSION GRID Comprimento de Linhas e potência de Transformação Length of Lines and Transformer Capacity COMPRIMENTO DAS LINHAS (km) LENGTH OF LINES (km) Var. [%] ,3 400 kv ,6 220 kv ,4 150 kv ,3 POTÊNCIA DE TRANSFORMAÇÃO (MVA) TRANSFORMER CAPACITY (MVA) Autotransformação (MAT/MAT) Autotransformers (VHV/VHV) Transformação (MAT/AT) Transformers (VHV/HV) , , ,3 REN - TECHNICAL DATA electricity 15

16 EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE NATIONAL TRANSMISSION GRID EVOLUTION MVA km Autotransf. Transf. 400 kv 220 kv 150 kv QUALIDADE DE SERVIÇO Evolução do Tempo de Interrupção TIE SERVICE QUALITY Equivalent Interruption Time EIT 3 minutos minutes ,29 1,15 0,57 0,74 0, TIE EIT Média Average REN - Dados técnicos electricidade

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18 18 rede NACIONAL DE TRANSPORTE NATIONAL TRANSMISSION GRID

19 LEGENDA / KEY Instalações em serviço ou construídas em 1 de Janeiro de 2011 e em costrução ou programadas para o período 2011/2014. O traçado deste mapa é alvo de actualização intercalares. Consultar Cores (Tensão de isolamento) 400 kv 220 kv 150 kv A tensão de exploração coincide com a de isolamento excepto indicação em contrário (entre parênteses) Simbologia Linhas Circuitos Previstos Instalados Em exploração Em construção ou programados Aéreas Cabos subterrâneos Circuitos Previstos Instalados 1 1 Em exploração Em construção ou programados Subestações e postos de Corte e de Seccionamento Em exploração Em construção ou programados Subestações de transformação Postos de corte e de seccionamento Potência de autotransformação Centros Produtores Em exploração Em construção ou programados sem bombagem com bombagem a fuel ou carvão turbina a gás ciclo combinado NOTAS 1) Linha nova que pode utilizar corredor já existente. 2) Circuitos a diferentes níveis de tensão nos mesmos apoios. 3) Ponto de concentração de parques eólicos. 4) Apenas se representam parques eólicos em serviço. 5) Percurso aéreo em linha existente. Instalação de utilizador da rede. O montante de geração referido para este Centro Electroprodutor é indicativo para um horizonte de médio prazo. Transformador 150/130 kv, 140 MVA Hidro eléctricos Eólicos 3) 4) Solares Termo eléctricos mistos (electricidade e vapor) 19

20 SISTEMA NACIONAL DE GÁS NATURAL NATURAL GAS TRANSMISSION SYSTEM caracterização do ano YEAR characterization No decurso do ano de 2010, as entradas de gás natural na infra-estrutura explorada pela concessionária da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural (RNTGN), excluindo as quantidades de trânsito internacional, efectuaram-se essencialmente por Sines, 54%, (GN proveniente da regaseificação de GNL no Terminal de Sines da REN Atlântico), sendo o restante por Campo Maior (GN proveniente da Argélia através do gasoduto do Mahgreb), 45%, e por Valença de Minho com 1% do total de entradas na RNTGN. Relativamente ao Terminal de Armazenamento e Regaseificação de Sines, foram emitidos para a Rede Nacional de Transporte de Gás Natural 30,8 TWh (cerca de 2,6 bcm), o que representa um aumento de 1,9% relativamente ao ano anterior. Por camiões cisterna de GNL, foi entregue o total de 0,7 TWh (677 GWh para o mercado nacional e 0,9 GWh para exportação), o que corresponde a um aumento de 5,6% relativamente ao ano de 2009 e a 2,2% das saídas totais do Terminal. No que diz respeito ao Armazenamento Subterrâneo, na globalidade da infra-estrutura foram extraídos 1,4 TWh e injectados 1,2 TWh de gás natural nas cavidades da REN Armazenagem. Em 2010, foram transportados através da RNTGN 58,3 TWh de gás natural (cerca de 4,9 bcm), correspondentes ao consumo nacional em alta pressão, bem como à injecção de gás natural no Armazenamento Subterrâneo que atingiu o valor indicado no parágrafo anterior. A procura de gás natural em Portugal registou, em 2010, um valor global de 57,8 TWh, composto por 22,3 TWh do segmento de produção de energia eléctrica em regime ordinário (39% do total), por 34,8 TWh do segmento de mercado convencional alimentado a partir das redes de distribuição ligadas à RNTGN (60% do total), e por 0,7 TWh de cargas de cisternas de GNL com destino ao mercado nacional realizadas no Terminal de Sines (1% do total). O decréscimo 20 REN - Dados técnicos Gás Natural

21 de 5,1% observado no consumo de GN para a produção de electricidade em regime ordinário (PRO) foi compensado pelos aumentos de consumo registados em todas as vertentes do sector convencional: 64,8% de acréscimo de procura nos clientes abastecidos em Alta Pressão e 8,1% de aumento para os clientes do sector convencional abastecidos em média pressão; no que toca aos clientes de redes locais de distribuição, o abastecimento via Unidades Autónomas de Gaseificação (UAG) registou um aumento de 19,2%. No âmbito do processo de abertura do mercado, em 1 de Janeiro de 2010, passaram a ser elegíveis todos os clientes abastecidos a gás natural. Neste ano, registou-se um total de pedidos de mudança de comercializador, correspondendo a novas adesões de clientes ao mercado liberalizado, com 350 entradas directas e 853 mudanças do mercado regulado para o liberalizado, e 60 mudanças de comercializador dentro do mercado liberalizado. Em termos percentuais, a energia referente às mudanças de comercializador corresponde, no mercado convencional, a 21,9 TWh acumulados em 2010, representando 63% do total deste mercado. Ainda no que toca a mudanças de mercado, houve a registar 59 saídas do mercado liberalizado para o mercado regulado. Relativamente à qualidade de serviço, os resultados dos indicadores de continuidade de serviço para 2010 zero interrupções/ponto de saída; zero min/ponto de saída; e zero min/interrupção, resultam da ausência de qualquer interrupção de fornecimento. Em relação aos indicadores referentes às características do GN, verifica-se que se situaram dentro dos limites definidos no RQS. No que respeita à segurança da exploração da RNTGN, há a referir que não se registaram quaisquer incidentes ou quase-incidentes (near misses) na infra-estrutura de transporte em alta pressão, facto do qual resulta a manutenção do indicador acumulado de índice de incidentes com fuga não intencional de gás, publicado pelo EGIG (European Gas Pipeline Incident Data Group) de que a REN Gasodutos é operador integrante zero incidentes por km de infra-estrutura exposta por ano. In 2010, 54% of the natural gas, not counting gas in international transit, entered the infrastructure operated by the National Natural Gas Transport Network (RNTGN) through Sines (NG from LNG regasification at the Sines LNG Terminal of REN Atlântico), while 45% was injected into the network at Campo Maior (NG from Algeria along the Maghreb gas pipeline) and 1% at Valença de Minho. The Sines Storage and Regasification Terminal supplied 30.8 TWh (around 2.6 bcm) to the National Natural Gas Transport Network, which is 1.9% up on the preceding year. A total of 0.7 TWh (677 GWh for the domestic market and 0.9 GWh for export) was delivered by LNG tanker trucks, which is 5.6% higher than 2009 and equivalent to 2.2% of total terminal output. REN - TECHnical data NATURAL Gas 21

22 In relation to underground storage, 1.4 TWh of natural gas were extracted from all infrastructures and 1.2 TWh injected into the caverns of REN Armazenagem. The RNTGN transported 58.3 TWh (around 4.9 bcm) of natural gas in This figure includes national high-pressure consumption and the injection of natural gas into underground storage, which totalled the figure mentioned above. Demand for natural gas in Portugal totalled 57.8 TWh in This value is broken down as follows: 22.3 TWh from the ordinary status generation segment (39% of the total), 34.8 TWh from the conventional market segment supplied through distribution networks connected to the RNTGN (60% of the total) and 0.7 TWh from LNG tanker loads for the national market originating from Sines Terminal (1% of the total). The 5.1% decrease recorded in the consumption of natural gas for ordinary status electricity generation (PRO) was offset by increases in consumption in all segments of the conventional sector: 64.8% increase in demand among customers supplied at high pressure and an 8.1% increase in customers of the conventional sector supplied at medium pressure. In relation to the customers of local distribution networks, supply via Autonomous Gas Units (UAG) increased by 19.2%. Under the process of opening up the market, on 1 January 2010 all customers supplied with natural gas became eligible. In 2010, a total of requests to change supplier were registered, corresponding to 1,202 new customers joining the liberalised market, with 350 customers joining directly and 853 customers changing from the regulated market to the liberalised one, and 60 changes of supplier within the liberalised market. In percentage terms, the energy corresponding to changes of supplier accounts, in the conventional market, to 21.9 TWh accumulated in 2010, representing 63% of the market total. There were also 59 customers who exchanged the liberalised market for the regulated market. In terms of service quality, the 2010 figures for continuity of service zero interruptions per exit point, zero minutes per exit point and zero minutes per interruption were due to the absence of any supply interruptions. The indicators of NG characteristics fell within the limits defined in the Service Quality Regulations. In relation to RNTGN operating safety, there were no incidents or near misses in the high-pressure transport infrastructure. As a result, the network maintains its accumulated figure of zero accidents involving unintentional gas leakages per km of exposed infrastructure per year, published by the EGIG (European Gas Pipeline Incident Data Group). REN Gasodutos is a member of that data entity. 22 REN - Dados técnicos Gás Natural

23 SNGN REPArTIÇÃO DE ENTRADAS (GN versus GNL) PORTUGUESE NATURAL GAS SYSTEM Split Share of Gas Sources 55% % GN NG GNL LNG 57% % GN NG GNL LNG REN - TECHnical data NATURAL Gas 23

24 RNTGN Entradas vs. SAÍDAS RNTGN ENTRY & EXIT QUANTITIES GWh Var. [%] ENTRADAS ENTRY POINTS ,3% Campo Maior ,7% Merc. Interno Internal Market Trânsito Transit ,7% 0 0 Valença do Minho Terminal de GNL LNG Terminal Armazenamento Extracção AS Underground Storage Withdrawal SAÍDAS EXIT POINTS Saídas AP GRMS Armazenamento Injecção AS Underground Storage Injection ,9% ,5% ,2% ,0% ,7% Valença do Minho 0 0 Merc. Internacional Export Market Trânsito Transit [ 1 GWh (PCS) < > 0,084 Mm3 (n) ] [ 1 GWh (GCV) < > 0,084 Mm3 (n) ] 24 REN - Dados técnicos Gás Natural

25 RNTGN evolução do consumo RNTGN DEMAND GROWTH GWh Saídas AP GRMS Valença do Minho Injecção AS UGS-Injection REN - TECHnical data NATURAL Gas 25

26 RNTGN SATISFAÇÃO DO CONSUMO RNTGN SUPPLY GROWTH GWh Campo Maior Terminal de GNL LNG Terminal Valença do Minho AS Extracção Efectiva UGS-Withdrawal [ 1 GWh (PCS) < > 0,084 Mm3 (n) ] [ 1 GWh (GCV) < > 0,084 Mm3 (n) ] máximo diário e ponta horária de transporte de GN RNTGN DAILY AND HOURLY PEAK DEMAND Máximo Diário (GWh) Maximum Daily Offtake Ponta Horária (GWh) Hourly Peak Offtake 224, Dez (20-21h) 11,21 202,76 10 Set Dez (20-21h) 9,91 195,28 01 Jul Jan (20-21h) 9,53 198,16 26 Jan Jan (08-09h) 9,73 195,26 02 Mar Jan (20-21h) 9, REN - Dados técnicos Gás Natural

27 CARACTERÍSTICAS DO DIAGRAMA DA PONTA ANUAL ANNUAL DAILY PEAK DEMAND DIAGRAM 2010/12/03 GWh 14,0 12,0 2009/09/10 10,0 8,0 6,0 4,0 2, , PERO Direct Costumers Convencional Local Distribution Trânsito Transit Hora Máxima Peak Hora Mínima Off Peak Factor de Carga* Load Factor* Hora mín./ Hora máx. Off Peak/ Peak GWh GWh 10/12/03 09/09/10 Var. [%] 12,74 9,64 32,2% 8,02 6,14 30,6% 0,69 0,71 0,63 0,64 * Factor de Carga = (consumo médio anual GRMS)/ máximo diário [ 1 GWh (PCS) < > 0,084 Mm3 (n) ] * Load Factor = (Annual average consumption GRMS/ maximum daily) [1 GWh (GCV) < > 0,084 Mm3 (n) ] REN - TECHnical data NATURAL Gas 27

28 características da Rede nacional de TRANSPORTE DE gás natural CHARACTERISTICS OF THE NATURAL GAS TRANSMISSION SYSTEM (RNTGN) km Estações Stations CTS JCT BV ICJCT GRMS CTS Estação de Transferência de Custódia Custody Transfer Station JCT Estação de Junção para Derivação Junction Station BV Estação de Válvula de Seccionamento Block Valve Station ICJCT Estação de Interligação em T T Interconnection Station GRMS Estação de Regulação e Medição de Gás Gas Regulation and Metering Station 28 REN - Dados técnicos Gás Natural

29 evolução das características do gás natural NATURAL GAS CHARACTERISTICS Índice de Wobbe (KWh/m 3 (n)) Wobbe Index Densidade Relativa Relative Density 16,0 0,75 15,5 15,0 0,65 14,5 14,0 0,55 13,5 13,0 0, Limite máximo* Maximum limit* Terminal de GNL LNG Terminal Campo Maior Limite mínimo* Minimum limit* * Limites máximos e mínimos conforme Regulamento da Qualidade de Serviço da ERSE * Maximum and minimum limits in accordance with ERSE Quality of Service Regulation REN - TECHnical data NATURAL Gas 29

30 QUALIDADE DE SERVIÇO Evolução do Tempo de Interrupção Equivalente TIE QUALITY of service Equivalent Interruption Time EIT 3 minutos minutes ,0 0,2 0,3 0,0 0, TIE EIT Média Average TIE = Somatório da energia não fornecida na totalidade das interrupções verificadas no ano relativamente ao somatório da energia total fornecida e não fornecida nesse ano. EIT = Accumulated non deliverde energy due to service interruptions during the year compared with the sum of the total energy supplied and non supplied to the market in the same year. 30 REN - Dados técnicos Gás Natural

31 REN - TECHnical data NATURAL Gas 31

32 32 rede NACIONAL DE TRANSPORTE NATURAL GAS TRANSMISSION SYSTEM

33 LEGENDA / KEY INFRAESTRUTURAS EM PROJECTO / CONSTRUÇÃO INFRAESTRUTURAS EM ESTUDO INFRAESTRUTURAS EM OPERAÇÃO ESTAÇÃO DE SECCIONAMENTO (BV) ESTAÇÃO DE DERIVAÇÃO (JCT) PONTO DE ENTREGA (PE) ESTAÇÃO DE REGULAÇÃO DE PRESSÃO E MEDIÇÃO (GRMS) ESTAÇÃO DE TRANSFERÊNCIA DE CUSTÓDIA (CTS) ESTAÇÃO DE COMPRESSÃO (EC) ARMAZENAGEM SUBTERRÂNEA CENTRAL TERMOELÉCTRICA CENTRAL DE CICLO COMBINADO TERMINAL DE GNL COGERAÇÃO 33

34 Design, Paginação e Produção Gráfica Design Layout and Graphics Plinfo Informação, Lda. Tiragem Print Run Exemplares Copies

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36 REN Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. Av. Estados Unidos da América, Lisboa PORTUGAL