dados técnicos 2015

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dados técnicos 2015

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
17
6
SISTEMA ELÉTRICO
NACIONAL
NATIONAL
ELECTRICITY SYSTEM
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.
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.
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
2015
2015
2015
2014
2014
2014
47%
48%
5%
62%
36%
2%
RENOVÁVEL
RENEWABLE
NÃO RENOVÁVEL
NON-RENEWABLE
SALDO IMPORTADOR
IMPORT BALANCE
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
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
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
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
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
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
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.
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
16
REDE NACIONAL DE TRANSPORTE
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
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
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
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
31
32
22
SISTEMA NACIONAL
DE GÁS NATURAL
NATIONAL NATURAL
GAS SYSTEM
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.
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.
24
SNGN – REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNL
SNGN – NG VS LNG INPUT SHARE
2015
2014
GNL
LNG
GN
NG
33%
67%
32%
68%
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
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
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
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
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
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
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)
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
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
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
33
ESPANHA
34
FICHA TÉCNICA
DADOS TÉCNICOS | TECHNICAL DATA 2015
AUTOR
REN
DESIGN
White Brand Services
TIRAGEM PRINT-RUN
4 000 Exemplares
35
REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A.
Avenida Estados Unidos da América, 55
1749-061 Lisboa
Telefone: +351 210 013 500
www.ren.pt

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