DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA
2015
2
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
ELETRICIDADE ELECTRICITY
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA
2015
3
ELETRICIDADE UMA CORRENTE DE ENERGIA EM MOVIMENTO
ELECTRICITY A STREAM OF ENERGY IN MOTION
SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM
CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION
06
REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃO GENERATION
08
PRODUÇÃO RENOVÁVEL RENEWABLE GENERATION
08
ABASTECIMENTO DO CONSUMO POWER GENERATION
09
SATISFAÇÃO DO CONSUMO SUPPLY
10
EVOLUÇÃO DO CONSUMO CONSUMPTION EVOLUTION
10
ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADE CAPABILITY FACTOR
11
EMISSÕES DE CO2 CO2 EMISSIONS
11
TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕES IMPORTS AND EXPORTS
12
CONSUMO E PRODUÇÃO MÁXIMOS ANUAIS MAXIMUM ANNUAL CONSUMPTION AND GENERATION
12
DIAGRAMA DE CONSUMO NO DIA DA PONTA ANUAL LOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND
13
PARQUE ELETROPRODUTOR GENERATION EQUIPMENT
14
EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA E PONTA INSTALLED CAPACITY AND PEAK EVOLUTION
15
REDE NACIONAL DE TRANSPORTE NATIONAL TRANSMISSION GRID
16
EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE NATIONAL TRANSMISSION GRID EVOLUTION
16
QUALIDADE DE SERVIÇO – TIE SERVICE QUALITY – AIT
17
REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE ELETRICIDADE NATIONAL TRANSMISSION GRID
17
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
6
SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION Em 2015 o consumo de energia elétrica abastecido pela rede pública, registou 49,0 TWh, com uma variação de +0,3% face ao ano anterior. Corrigidos os efeitos de temperatura e número de dias úteis, a variação é de +0,1%. O consumo verificado em 2015 fica a 6,2% do máximo histórico registado em 2010.
49,0
TWh
CONSUMO CONSUMPTION
47 %
ENERGIA RENOVÁVEL RENEWABLE ENERGY
A potência máxima solicitada à rede verificou-se no dia 7 de janeiro com 8 618 MW, 300 MW acima do ano anterior mas ainda a cerca de 800 MW do máximo histórico de 2010. Nas centrais eólicas verificaram-se condições próximas das normais, com um índice de produtibilidade de 1,01, enquanto nas hídricas, com um regime muito seco, o índice de produtibilidade não ultrapassou os 0,74. A produção renovável abasteceu 47% do consumo face a 62%, registados no ano anterior em condições excecionais. As hídricas abasteceram 17% do consumo, as eólicas 23%, a biomassa 5% e as fotovoltaicas 1,5%. Nos combustíveis fósseis o carvão abasteceu 28% do consumo e o gás natural, ciclo combinado e cogeração, 20%, enquanto os restantes 5% foram abastecidos com recurso a importação. Em 2015 entrou em serviço o reforço de Salamonde, no Cávado, com um aumento de potência de 220 MW, reversíveis, o escalão de montante do Baixo Sabor com 153 MW, igualmente reversíveis e ainda a central de Ribeiradio, no Vouga, com 74,7 MW. Nas eólicas entraram em serviço 94 MW em novos parques, além de 191 MW em potência adicional ao abrigo do DL94/2014. Nas fotovoltaicas registam-se 33 MW em novas instalações. No desenvolvimento da RNT destaca-se, no Minho, para escoamento da produção dos reforços de Salamonde e Frades, as ligações a 400 kV, Vieira do Minho – Pedralva 2, Salamonde – Vieira do Minho e Central de Frades – Vieira do Minho 1 e 2. Na zona a norte do Grande Porto, a nova subestação de Vila Nova de Famalicão, alimentada através do desvio para esta instalação da linha a 400 kV Recarei – Vermoim 4. Este troço, Porto-Famalicão, fará parte do novo eixo a 400 kV entre a região do Porto e a subestação de Pedralva, o qual, para além de se revelar fundamental para assegurar o escoamento da nova geração no Cávado/Alto Minho, contribuirá também para facilitar as trocas internacionais, integrando a futura interligação com Espanha prevista nesta zona. Na região do Douro, foi constituída a ligação a 400 kV entre a subestação de Armamar e o Parque Eólico do Douro Sul. Mais a sul, em Lisboa, assinala-se a abertura da nova subestação do Alto de S. João, e finalmente, no Alentejo, uma nova linha a 400 kV entre a subestação de Estremoz e a zona de Divor, inicialmente a operar a 60 kV, apoiando a garantia de alimentação da região.
ELETRICIDADE ELECTRICITY
7
The consumption of electricity supplied from the public grid totalled 49.0 TWh in 2015, 0.3% more than the previous year. Variation was +0.1%, after correction for the effect of temperature and the number of working days. Consumption in 2015 was 6.2% below the all-time maximum recorded in 2010. The peak power demand from the grid was 8,618 MW, which occurred on 7 January. This figure was 300 MW higher than the previous year and around 800 MW less than the all-time high, recorded in 2010. Conditions for wind power production were close to normal, with a capability factor of 1.01, while the factor for hydro capability in a very dry year, did not exceed 0.74. Renewable production accounted for 47% of consumption, compared to 62% recorded the previous year in exceptional conditions. Hydro power accounted for 17% of consumption, wind power 23%, biomass 5% and solar power 1.5%. In fossil fuels, coal accounted for 28% of consumption, while natural gas, combined cycle and cogeneration, accounted for 20%. The remaining 5% were supplied from imports. Entering into service in 2015 were the Salamonde upgrade, on the River Cávado, raising the facility’s output by 220 MW, reversible, the upstream dam of Baixo Sabor, with 153 MW, also reversible, and the Ribeiradio development on the River Vouga, with 74.7 MW. Wind power entering into service in 2015 comprised 94 MW in new wind farms and also 191 MW in additional power under Decree-Law no. 94/2014. New solar power totalled 33 MW. Highlights in the development of the National Transmission Grid are the 400 kV connections in Minho to transport the increased output of Salamonde and Frades: Vieira do Minho – Pedralva 2, Salamonde – Vieira do Minho and Frades power station – Vieira do Minho 1 and 2. The new Vila Nova de Famalicão substation in the area north of Greater Porto is supplied by a detour on the 400 kV Recarei – Vermoim 4 line to this facility. This section Porto-Famalicão, will form part of the new 400 kV connection between the Porto region and the Pedralva, which, in addition to being essential to ensure the flow of the new Cávado/Alto Minho generation, will also facilitate international exchanges, forming part of the future interconnection with Spain envisaged for this area of the country. In the Douro region, the 400 kV connection between the Armamar substation and Douro Sul wind farm was built. The highlights in South Portugal include the start up of the new Alto de S. João substation in Lisbon, and lastly, in Alentejo, a new 400 kV line between the Estremoz substation and the area of Divor, initially operating at 60 kV, to support the region’s power supply security.
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
8
REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃO GENERATION
2015
SOLAR SOLAR
EÓLICA WIND
2%
1%
23%
24%
17%
31%
2014
28%
HIDRÁULICA HYDRO
23%
20%
13%
6%
6%
5%
2%
CARVÃO COAL
GÁS NATURAL NATURAL GAS
OUTROS OTHERS
SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE
PRODUÇÃO RENOVÁVEL RENEWABLE GENERATION 2015
2015
2015
2014
2014
2014
47%
48%
5%
62%
36%
2%
RENOVÁVEL RENEWABLE
NÃO RENOVÁVEL NON-RENEWABLE
SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE
ELETRICIDADE ELECTRICITY
9
ABASTECIMENTO DO CONSUMO POWER GENERATION CONSUMO REFERIDO À PRODUÇÃO LÍQUIDA (GWh) NET DEMAND (GWh)
2015
2014 Var. (%)
PRODUÇÃO TOTAL TOTAL GENERATION
48 165
49 002
-2
PRODUÇÃO RENOVÁVEL RENEWABLE GENERATION
23 172
30 416
-24
Hídrica Hydro
8 450
15 314
-45
816
1 509
-46
Eólica Wind
11 334
11 813
-4
Térmica Thermal
2 633
2 693
-2
1 381
1 522
-9
755
596
27
23 830
17 727
35
13 677
11 066
24
9 810
6 325
55
4 569
4 920
-7
343
336
2
Mini-hídrica Small Hydro
Cogeração Cogeneration Solar Solar PRODUÇÃO NÃO RENOVÁVEL NON-RENEWABLE GENERATION Carvão Coal Gás Natural Natural Gas Cogeração Cogeneration Outros Others Cogeração Cogeneration
109
146
-25
PRODUÇÃO POR BOMBAGEM PUMPED STORAGE GENERATION
1 163
859
36
Bombagem Hidroelétrica Consumption of Pumps
1 467
1 079
36
SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE
2 266
902
151
Importação (valor comercial) Imports (commercial schedules)
4 549
4 084
11
Exportação (valor comercial) Exports (commercial schedules)
2 283
3 184
-28
48 964
48 825
0,3
CONSUMO TOTAL TOTAL DEMAND (c/ correção de temperatura e dias úteis) (corrected by temperature and number of working days) Produção Despachável Dispatchable Generation Produção não Despachável Non Dispatchable Generation
0,1 27 715
27 136
2
20 450
21 867
-6
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
10
SATISFAÇÃO DO CONSUMO SUPPLY TWh 60
50
40
30
20
10
0
2006
SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE
2007
SOLAR SOLAR
2008
2009
HIDRÁULICA HYDRO
2010
GÁS NATURAL NATURAL GAS
2011
CARVÃO COAL
2012
2013
EÓLICA WIND
2014
2015
CONSUMO CONSUMPTION
OUTROS OTHERS
EVOLUÇÃO DO CONSUMO CONSUMPTION EVOLUTION %
GWh
6
3 000
4
2 000
2
1 000
0
0
-2
-1 000
-4
-2 000
-6
GWh GWh
2006
2007
EVOLUÇÃO VARIATON
2008
2009
2010
EVOLUÇÃO CORRIGIDA T.D.U. CORRECTED VARIATION BY T&WD
2011
2012
2013
2014
2015
-3 000
ELETRICIDADE ELECTRICITY
11
ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADE CAPABILITY FACTOR HIDROELÉTRICA HYDRO 1.4
1,31
1,27
1,17 1
0,98
0,77
0,56
0,77
2006
2007
2008
2009
0,92
0,47
2011
2012
0,74
0.6
0.2
2010
2013
2014
EÓLICA WIND
1,18
1.2
1,11
1,09 1.0
0.8
0,94
0,93
1,01
2006
2007
2008
1,04
2009
0,97
2010
2015
2011
1,04
2012
1,02
2013
2014
2015
EMISSÕES DE CO2 CO2 EMISSIONS
2015
2014
0
CARVÃO COAL
2 000
GÁS NATURAL NATURAL GAS
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000 kt
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
12
TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕES IMPORTS AND EXPORTS TWh 10
5
0
-5 2006
2007
IMPORTAÇÃO IMPORTS
EXPORTAÇÃO EXPORTS
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
SALDO BALANCE
CONSUMO E PRODUÇÃO MÁXIMOS ANUAIS MAXIMUM ANNUAL CONSUMPTION AND GENERATION ENERGIA (GWh) ENERGY
250
200
150 168
199
50
162
21 JAN
04 FEV 06 FEV
163 181
10 DEZ 11 ABR
167
03 FEV
174
15 NOV
177
24 JAN
199
24 JAN
PRODUÇÃO GENERATION
POTÊNCIA (MW) PEAK
0
02 FEV
205
CONSUMO DEMAND
100
0
2015
2014
2013
2012
2011
2 500
07 JAN – 19.45h
5 000
7 500
10 000 8 618 10 668
02 FEV – 18.45h 04 FEV – 19.30h
8 313 10 349
04 FEV – 19.30h 09 DEZ – 19.45h 27 FEV – 20.00h 13 FEV – 20.00h
8 322 9 362 8 554
15 NOV – 18.00h
9 247
24 JAN – 19.45h
9 192
24 JAN – 20.00h
9 932
12 500
ELETRICIDADE ELECTRICITY
13
DIAGRAMA DE CONSUMO NO DIA DA PONTA ANUAL LOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND 07.01.
MW
2015
04.02.
2014
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0 0
SOLAR SOLAR
4
8
EÓLICA WIND
12
16
HIDRÁULICA HYDRO
20
CARVÃO COAL
24h
0
GÁS NATURAL NATURAL GAS
4
8
BIOMASSA BIOMASS
12
OUTRA TERMNR OTHER THERMNR
16
20
24h
SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE
CONSUMO CONSUMPTION
07.01.
2015
04.02.
2014
Var. (%)
POTÊNCIA MÁXIMA MAXIMUM LOAD
MW
8 618
8 313
3,7
POTÊNCIA MÍNIMA MINIMUM LOAD
MW
4 851
4 777
1,5
Fator de carga Load factor
0,80
0,81
Pot. min./Pot. max. Min. Load/Max. Load
0,56
0,57
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
14
PARQUE ELETROPRODUTOR GENERATION EQUIPMENT 2015
2014
Var.
TOTAL TOTAL
18 533
17 776
757
RENOVÁVEL RENEWABLE
12 014
11 230
784
6 146
5 693
453
422
422
0
4 826
4 541
285
613
600
13
353
342
11
429
396
33
PRODUÇÃO NÃO RENOVÁVEL NON-RENEWABLE
6 519
6 546
-27
Carvão Coal
1 756
1 756
0
4 698
4 702
-4
869
873
-4
65
88
-23
52
75
-23
1 618
1 253
365
11 309
10 856
453
7 224
6 920
304
POTÊNCIA INSTALADA NO FINAL DO ANO (1) (MW) INSTALLED CAPACITY AT THE END OF THE YEAR (1) (MW)
Hídrica Hydro Mini-hídrica Small Hydro Eólica Wind Térmica Thermal Cogeração Cogeneration Solar Solar
Gás Natural Natural Gas Cogeração Cogeneration Outros Others Cogeração Cogeneration BOMBAGEM PUMPS PRODUÇÃO DESPACHÁVEL DISPATCHABLE GENERATION PRODUÇÃO NÃO DESPACHÁVEL NON DISPATCHABLE GENERATION
1) Potências de ligação à Rede Pública ou Potência instalada nos Produtores térmicos aderentes à Portaria 399/2002. Nos eólicos inclui-se a potência adicional ao abrigo do DL 94/2014. 1)Power Connected to the Public Network or Power Installed on Thermic Generators under the directive 399/2002. The wind power figure includes the additional power pursuant to Decree-Law No. 94/2014.
ELETRICIDADE ELECTRICITY
15
EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA E PONTA INSTALLED CAPACITY EVOLUTION AND PEAK MW 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2006
2007
PRODUÇÃO DESPACHÁVEL DISPATCHABLE GENERATION
2008
2009
2010
PRODUÇÃO NÃO DESPACHÁVEL NON DISPATCHABLE GENERATION
2011
PONTA PEAK LOAD
2012
2013
2014
2015
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
16
REDE NACIONAL DE TRANSPORTE NATIONAL TRANSMISSION GRID 2015
2014
Var.
COMPRIMENTO DAS LINHAS (km) LENGTH OF LINES (km)
8 805
8 630
176
400 kV
2 632
2 467
165
220 kV
3 611
3 601
10
150 kV
2 562
2 561
1
POTÊNCIA DE TRANSFORMAÇÃO (MVA) TRANSFORMER CAPACITY (MVA)
36 673
35 754
919
Autotransformação (MAT/MAT) Autotransformers (VHV/VHV)
14 040
14 040
0
Transformação (MAT/AT) Transformers (VHV/HV)
22 313
21 394
919
Transformação (MAT/MT) Transformers (VHV/MV)
320
320
0
EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE NATIONAL TRANSMISSION GRID EVOLUTION MVA
km
40 000
4 000
35 000
3 500
30 000
3 000
25 000
2 500
20 000
2 000
15 000
1 500
10 000
1 000
5 000
500
0
0 2006
2007
AUTOTRANSFORMADORES AUTOTRANSFORMERS
2008
2009
TRANSFORMADORES TRANSFORMERS
2010
2011
LINHAS 220 kV LINES 220 kV
2012
2013
LINHAS 150 kV LINES 150 kV
2014
LINHAS 400 kV LINES 400 kV
2015
ELETRICIDADE ELECTRICITY
17
QUALIDADE DE SERVIÇO SERVICE QUALITY EVOLUÇÃO DO TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE (TIE) AVERAGE INTERRUPTION TIME (AIT) Minutos Minutes 5
4
3
2
1
0 2006
TIE AIT
2007
2008
MÉDIA MÓVEL 5 ANOS 5 YEARS AVERAGE
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
PORTUGAL CONTINENTAL
2015
REDE DE MUITO ALTA TENSÃO
REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE ELETRICIDADE
DESPACHO NACIONAL NATIONAL DISPATCH
LINHA 150 kV 150 kV LINE
LINHA 220 kV 220 kV LINE
LINHA 400 kV 400 kV LINE
SACAVÉM
ESPANHA
20
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
GÁS NATURAL A ENERGIA DA NATUREZA EM MOVIMENTO
NATURAL GAS NATURE’S ENERGY IN MOTION
GÁS NATURAL NATURAL GAS
21
SISTEMA NACIONAL DE GÁS NATURAL NATIONAL NATURAL GAS SYSTEM
CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION
22
SNGN – REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNL SNGN – NG VS LNG INPUT SHARE
24
SNGN – ENTRADAS VS SAÍDAS SNGN – INPUTS VS OUTPUTS
25
SNGN – EVOLUÇÃO DO CONSUMO SNGN – DEMAND EVOLUTION
25
SNGN – SATISFAÇÃO DO CONSUMO SNGN – SUPPLY
26
EVOLUÇÃO DO CONSUMO – VARIAÇÃO ANUAL CONSUMPTION VARIATION
26
SNGN – APROVISIONAMENTO SNGN – SUPPLY
27
ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO UNDERGROUND STORAGE
27
RNTGN – PONTA MÁXIMA DIÁRIA E DIA DE MAIOR CONSUMO RNTGN – DAILY AND HOURLY PEAK DEMAND
28
RNTGN – DIAGRAMA DO DIA DA PONTA ANUAL RNTGN – LOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND
28
RNTGN – CARACTERÍSTICAS RNTGN – CHARACTERISTICS
29
EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DO GÁS NATURAL NATURAL GAS CHARACTERISTICS EVOLUTION
30
QUALIDADE DE SERVIÇO - TIE SERVICE QUALITY – AIT REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL NATIONAL TRANSMISSION GRID
31 32
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
22
SISTEMA NACIONAL DE GÁS NATURAL NATIONAL NATURAL GAS SYSTEM CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION Em 2015 o consumo de gás natural situou-se em 52,2 TWh (4,39 bcm) com crescimento de 15,3% face ao ano anterior e a 9,6% do máximo histórico de 2010. O segmento de produção de energia elétrica em regime ordinário recuperou das quebras dos últimos dois anos, registando um consumo de 11,0 TWh, com uma variação de +242% face ao ano anterior e representando 21% do consumo total.
52,2
TWh
CONSUMO CONSUMPTION
242%
+
MERCADO ELÉTRICO ELECTRICITY MARKET
No segmento do mercado convencional registou-se um consumo de 41,2 TWh, com uma contração de 2,1% face ao ano anterior. Neste segmento de mercado, o consumo das redes de distribuição representou 45% do total nacional, o consumo em alta pressão 32%, e finalmente as unidades autónomas de gaseificação incluindo o abastecimento à região autónoma da Madeira representaram 3%. O sistema nacional foi abastecido maioritariamente através das interligações com Espanha, Campo Maior e Valença, com 67% do total, por gás proveniente da Argélia, enquanto os restantes 33%, através do Terminal de GNL de Sines, tiveram origem predominantemente na Nigéria. A RNTGN transportou em 2015, 53,1 TWh (4,46 bcm), servindo as redes de distribuição e os clientes abastecidos em alta pressão, bem como a injeção de gás natural no Armazenamento Subterrâneo do Carriço. O trânsito nas interligações foi sempre importador, totalizando 35,2 TWh, 14% acima do valor verificado no ano anterior. O Terminal de GNL de Sines recebeu, em 2015, 29 navios, mais 2 do que no ano anterior, correspondentes a 25 operações de descarga e 4 operações de carga, com uma movimentação total de 24,4 TWh, 12% acima do ano anterior. O terminal injetou na rede de transporte 16,2 TWh, um valor 26% superior ao do ano anterior e abasteceu ainda 4675 camiões cisterna de GNL, correspondentes a 1,34 TWh, 9% acima do ano anterior. O movimento de camiões cisterna, que foi o mais elevado de sempre incluiu 0,4 TWh destinados à região autónoma da Madeira. No Armazenamento Subterrâneo o movimento (injeção e extração) de gás natural totalizou 3,8 TWh, um valor 18% inferior do ano anterior.
GÁS NATURAL NATURAL GAS
23
Natural gas consumption in 2015 amounted to 52.2 TWh (4.39 bcm), an increase of 15.3% from the previous year and 9.6% below the all-time maximum recorded in 2010. The ordinary status generation segment recovered from the declines recorded during the last two years, registering consumption of 11.0 TWh, an increase of 242% from the previous year and accounting for 21% of total consumption. The conventional market segment registered a consumption of 41.2 TWh, a decline of 2.1% compared to the previous year. Consumption in this market segment supplied through the distribution networks accounted for 45% of the national total, consumption from high pressure networks represented 32% while autonomous gas units represented 3%, including supply to the Madeira Autonomous Region. Supplies to the national system were mainly provided by gas from Algeria through the interconnections with Spain, Campo Maior and Valença, which accounted for 67% of the total, with the remaining 33% mainly originating in Nigeria and brought to Portugal through the LNG terminal at Sines. In 2015, the RNTGN transported around 53.1 TWh (4.46 bcm), serving the distribution networks and customers supplied at high pressure, as well as the injection of natural gas into underground storage at Carriço. Traffic through the interconnections was entirely inflowing, totalling 35.2 TWh, 14% above the value recorded the previous year. In 2015, the Sines Storage and Regasification Terminal (TGNL) received 29 ships, 2 more than the previous year, equivalent to 25 unloading and 4 loading operations. A total of 24.4 TWh was handled, 12% more than the previous year. A total of 16.2 TWh was injected by the terminal to the transmission grid, representing a 26% increase compared to the previous year. The terminal also supplied 4,675 liquid natural gas (LNG) tanker trucks, totalling 1.34 TWh, an increase of 9% compared to the previous year. The handling of tanker trucks, which was the highest ever, included 0.4 TWh for the Madeira autonomous region. A total of 3.8 TWh of natural gas was handled (injected and extracted) in the underground storage, 18% less than the previous year.
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
24
SNGN – REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNL SNGN – NG VS LNG INPUT SHARE
2015
2014
GNL LNG
GN NG
33% 67%
32% 68%
GÁS NATURAL NATURAL GAS
25
SNGN – ENTRADAS VS SAÍDAS SNGN – INPUTS VS OUTPUTS GWh
ENTRADAS ENTRY POINTS INTERLIGAÇÕES INTERCONNECTIONS Campo Maior Valença do Minho TERMINAL GNL LNG TERMINAL Navios Tankers SAÍDAS EXIT POINTS INTERLIGAÇÕES INTERCONNECTIONS Campo Maior Valença do Minho TERMINAL GNL LNG TERMINAL Navios Tankers Cisternas Tanker trucks Continente Mainland Madeira GRMS*
2015
2014
Var. (%)
56 019
49 106
14 14
35 225
30 973
35 076
30 938
13
158
35
348
20 784
18 133
15
20 784
18 133
15
55 826
49 004
14
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4 922
4 936
0
3 588
3 711
-3
1 335
1 225
9
932
966
-4
403
260
55
50 904
44 068
16
* GRMS – Estação de Regulação e Medição de Gás * GRMS – Gas Regulation and Metering Station
SNGN – EVOLUÇÃO DO CONSUMO SNGN – DEMAND EVOLUTION GWh
2015
2014
CONSUMO CONSUMPTION
52 239* 1
45 293* 2
MERCADO ELÉTRICO ELECTRICITY MARKET MERCADO CONVENCIONAL CONVENTIONAL MARKET GMRS – Distribuição GRMS – Distribution AP – Clientes Alta Pressão HP – High Pressure Clients UAG – Unidade Autónoma Gaseificação UAG – Autonomous Gas Unit *1 2015 4,4 bcm *2 2014 3,8 bcm
Var. (%) 15
11 047
3 234
242
41 192
42 059
-2
23 298
23 430
-1
16 559
17 404
-5
1 335
1 225
9
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
26
SNGN – SATISFAÇÃO DO CONSUMO SNGN – SUPPLY TWh 60
50
41
27
26
40
42
30
20
21
20 10
11 3
0 2006
2007
CONVENCIONAL CONVENTIONAL
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2015
2014
ELÉTRICO ELECTRICITY
EVOLUÇÃO DO CONSUMO – VARIAÇÃO ANUAL CONSUMPTION VARIATION CONVENCIONAL CONVENTIONAL
ELÉTRICO ELECTRICITY
% 25
TWh 10
% 250
TWh 25
20
8
200
20
15
6
150
15
10
4
100
10
5
2
50
5
0
0
0
0
-5
-2
-50
-4
-100
-10 ‘06
TWh
‘07
‘08
TWh
‘09
‘10
‘11
‘12
‘13
‘14
EVOLUÇÃO (%) VARIATION
‘15
-5 -10 ‘06
‘07
‘08
‘09
‘10
‘11
‘12
‘13
‘14
‘15
GÁS NATURAL NATURAL GAS
27
SNGN – APROVISIONAMENTO SNGN – SUPPLY % 100
0% 53%
0% 37%
0% 68%
0% 67%
32%
33%
2014
2015
80
60
63% 47%
40
20
0 2006
TERMINAL DE GNL LNG TERMINAL
2007
2008
CAMPO MAIOR
2009
2010
2011
2012
2013
VALENÇA DO MINHO
ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO UNDERGROUND STORAGE TWh 3
2
2,0
1,6
1
0
-1
-2
-3 2006
INJEÇÃO INJECTION
2007
EXTRAÇÃO WITHDRAWAL
2008
2009
2010
2011
EXISTÊNCIAS (NÃO INCLUEM CUSHION GAS) STORAGE (WITHOUT CUSHION GAS)
2012
2013
2014
2015
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
28
RNTGN – PONTA MÁXIMA DIÁRIA E DIA DE MAIOR CONSUMO RNTGN – DAILY AND HOURLY PEAK DEMAND PONTA HORÁRIA HOURLY PEAK OFFTAKE
GWh 12
10
8
6
4
2
10,7
0
40
11 FEV (19-20h)
2015
10 SET
2014
11 DEZ
09 DEZ (20-21h)
2013
09 DEZ
12 JAN (20-21h)
2012
12 JAN
14 MAR (19-20h)
2011
08 FEV
9,9 11,5
0
11 DEZ (20-21h)
10,2 11,7
CONSUMO MÁXIMO DIÁRIO MAXIMUM DAILY OFFTAKE 80
120
160
200
GWh 240
207 184 202 207 224
RNTGN – DIAGRAMA DO DIA DA PONTA ANUAL RNTGN – LOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND 2015
2014
11.02.
GWh 12
11.12.
10 8 6 4 2 0 0
CONVENCIONAL CONVENTIONAL
4
8
12
16
20
24h
ELÉTRICO ELECTRICITY
11.02.
0
4
2015
8
12
16
20
24h
11.12.
2014
Var. (%)
MÁXIMO HORÁRIO MAXIMUM LOAD
GWh
11
10
5
MÍNIMO HORÁRIO MINIMUM LOAD
GWh
5
4
16
FATOR DE CARGA LOAD FACTOR
0,77
0,76
MIN. HORÁRIO/MAX. HORÁRIO MIN. LOAD/MAX. LOAD
0,47
0,43
GÁS NATURAL NATURAL GAS
29
RNTGN – CARACTERÍSTICAS RNTGN – CHARACTERISTICS Nº ESTAÇÕES STATIONS
km
300
250
1 218
1 250
200
66
150
46
46
100
15 41
15 41
50
1 500
1 375
1
69
70
2006
2007
5 45
1
1 000
66 5 45
2
85
85
2014
2015
750
2 500
250
0
0 2008
2009
2010
2011
2012
2013
JTC ESTAÇÃO DE JUNÇÃO PARA DERIVAÇÃO JTC JUNCTION STATION
CTS ESTAÇÃO DE TRANSFERÊNCIA DE CUSTÓDIA GRMS ESTAÇÃO DE REGULAÇÃO E MEDIÇÃO DE GÁS CTS CUSTODY TRANSFER STATION GRMS GAS REGULATION AND METERING STATION
ICJCT ESTAÇÃO DE INTERLIGAÇÃO EM T ICJTC T INTERCONNECTION STATION
BV ESTAÇÃO DE VÁLVULA DE SECCIONAMENTO BV BLOCK VALVE STATION
COMPRIMENTO DE GASODUTO PIPELINE LENGHT
2015
2014
1 375
1 375
3
3
RNTGN RNTGN km de gasodutos km of gas pipelines TERMINAL DE GNL LNG TERMINAL Nº de tanques Nº of tanks Capacidade de armazenamento GNL [m3] LNG storage capacity [m3]
390 000
390 000
Capacidade de regaseificação [m3(n)/h] Regasification capacity [m3(n)/h]
1 350 000
1 350 000
Capacidade máxima de navios GNL [m3] LNG maximum capacity of tankers [m3]
216 000
216 000
175
175
6
5
332
310
7,2
7,2
2
2
Enchimento de cisternas GNL [m (n)/h] LNG tanker trucks filling station capacity [m3(n)/h] 3
ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO UNDERGROUND STORAGE Nº de cavernas Nº of salt caverns Capacidade de armazenamento GN [Mm3] NG storage capacity [Mm3] Capacidade de extração [Mm3(n)/dia] Withdrawal capacity [Mm3(n)/dia] Capacidade de injeção [Mm (n)/dia] Injection capacity [Mm3(n)/dia] 3
1m3(n) -11.9 kWh (PCS) 1m3[GNL] – 6800 kWh (PCS)
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
30
EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DO GÁS NATURAL NATURAL GAS CHARACTERISTICS EVOLUTION ÍNDICE DE WOBBE WOBBE INDEX
kWh/m3(n) 16,5 16,0 15,5 15,0 14,5 14,0 13,5 13,0 2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
DENSIDADE RELATIVA SPECIFIC GRAVITY 0,75
0,70
0,65
0,60
0,55
0,50 2006
LIMITE MÁXIMO MAXIMUM LIMIT
2007
2008
TERMINAL DE GNL LNG TERMINAL
2009
CAMPO MAIOR
2010
2011
LIMITE MÍNIMO MINIMUM LIMIT
2012
2013
2014
2015
GÁS NATURAL NATURAL GAS
31
QUALIDADE DE SERVIÇO SERVICE QUALITY MINUTOS MINUTES
EVOLUÇÃO DO TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE – TIE AVERAGE INTERRUPTION TIME – AIT
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,00
0,0 2006
TIE AIT
2007
2008
MÉDIA TIE AIT AVERAGE
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
PORTUGAL CONTINENTAL
2015
CARRIÇO
VALENÇA DO MINHO
REN ARMAZENAGEM
INFRAESTRUTURAS DE ARMAZENAMENTO E TERMINAIS DE GNL
REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL 32 DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
PONTO DE INTERLIGAÇÃO INTERCONNECTION POINT
TERMINAL DE GNL LNG TERMINAL
ARMAZENAGEM SUBTERRÂNEA UNDERGROUND STORAGE
DESPACHO NACIONAL NATIONAL DISPATCH
ESTAÇÃO DE SECCIONAMENTO (BV) BLOCK VALVE STATION (BV)
ESTAÇÃO DE REGULAÇÃO DE PRESSÃO E MEDIÇÃO (GRMS) GAS REGULATING AND METERING STATION (GRMS)
RNTGN - EM PROJETO RNTGN - IN PROJECT
INFRAESTRUTURAS EM OPERAÇÃO INFRASTRUCTURES IN OPERATION
SINES REN ATLÂNTICO
BUCELAS CAMPO MAIOR
GÁS NATURAL NATURAL GAS 33
ESPANHA
34
FICHA TÉCNICA DADOS TÉCNICOS | TECHNICAL DATA 2015 AUTOR REN DESIGN White Brand Services TIRAGEM PRINT-RUN 4 000 Exemplares
DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015
ELETRICIDADE ELECTRICITY
35
REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A. Avenida Estados Unidos da América, 55 1749-061 Lisboa Telefone: +351 210 013 500
www.ren.pt
