dados técnicos technical data 2011

DADOS
TÉCNICOS
TECHNICAL
DATA
2011
REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS SGPS, SA
Avenida Estados Unidos da América, 55
1749-061 Lisboa
Telefone: +351 210 013 500
www.ren.pt
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
SISTEMA ELÉTRICO
NACIONAL
NATIONAL ELECTRICITY
SYSTEM
Caracterização do Ano
Year Characterization Repartição da Produção
Generation
Abastecimento do Consumo
Power Generation evolução do consumo Variação Anual
Electricity Consumption Development Annual Variation Satisfação do Consumo
Supply Transações via Interligações
Imports and Exports
Potência Máxima anual e dia de Maior Consumo
annual Peak Demand and Maximum daily Consumption
Diagrama dO DIA DA PONTA ANUAL
Load Diagram on the Days of Annual Peak Demand
Parque Eletroprodutor
Generation Equipment
Evolução da Potência Instalada
Installed Capacity Evolution
Rede Nacional de Transporte
National Transmission Grid
evolução da rede Nacional de Transporte
National Transmission Grid evolution
Qualidade de Serviço evolução do tempo de interrupção equivalente
Quality of Service AVERAGE INTERRUPTION TIME - AIT
Rede Nacional de Transporte
National Transmission Grid – TIE
04
06
07
08
09
10
10
11
12
13
13
14
15
16
2
SISTEMA NACIONAL
DE GÁS NATURAL
NATIONAL natural
gas system
Caracterização do Ano
Year Characterization
SNGN – Repartição de Entradas Gn vs GNL
GN vs GNL Portuguese Natural Gas System
RNTGN – Entradas vs. Saídas
RNTGN – Entry & Exit Quantities
SNGN – Evolução do Consumo
SNGN – Demand Growth
sngn – aprovisionamento
sngn – Supply Growth
RNTGN – Máximo Diário e Ponta Horária
RNTGN – Daily and Hourly Peak Demand RNTGN – Características do Diagrama do dia da Ponta Anual
RNTGN – load diagram on the days of annual peak demand
rntgn – características
RNTGN – Characteristics
Evolução das Características do Gás Natural
Natural Gas Characteristics evolution
Qualidade de Serviço evolução do tempo de interrupção equivalente - Tie
Quality of Service AVERAGE INTERRUPTION TIME - AIT
Rede Nacional de Transporte de gás natural
National gas Transmission system
18
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
SISTEMA ELÉTRICO
NACIONAL
NATIONAL ELECTRICITY
SYSTEM
CARACTERIZAÇÃO DO ANO
YeAR CHARACTERIZATION
Em 2011 o consumo de energia elétrica situouse em 50,5 TWh, registando a maior quebra
anual até hoje verificada em Portugal, 3,2% ou
2,3% com correção dos efeitos de temperatura e
número de dias úteis.
A potência máxima ocorrida na rede atingiu
9 192 MW, cerca de 200 MW abaixo do máximo
histórico registado em 2010.
A produção de origem renovável abasteceu
46% do consumo (eólica 18%, hídrica 22% e
outras renováveis 6%), inferior aos 52% do ano
anterior, verificados com condições meteorológicas excecionais. Os índices de produtibilidade
hidroelétrica e eólica situaram-se respetivamente
em 0.92 e 0.97. Pela primeira vez a produção eólica baixou face ao ano anterior apesar do aumento
de 375 MW da potência ligada à rede.
Nas grandes hídricas, entraram em serviço os
reforços de potência de Picote e Bemposta com
431 MW.
A produção térmica em Regime Ordinário aumentou 12% e abasteceu 38% do consumo (20% a
gás natural e 18% a carvão).
O saldo importador aumentou 7% e representou
6% do consumo.
No desenvolvimento da RNT destacam-se, para
melhoria de alimentação aos consumos, no Porto
a nova subestação de Prelada e a remodelação
de Ermesinde para 220 kV, e em Lisboa a abertura da subestação do Zambujal e a conclusão
de um circuito subterrâneo entre Sacavém e a
zona do Alto de S. João (220 kV mas nesta fase
a operar a 60 kV). Em Trás-os-Montes entrou em
exploração a linha a 220 kV Macedo de Cavaleiros-Valpaços, componente importante do futuro
eixo transmontano a 220 kV entre Lagoaça e Valdigem. Na região centro, facilitando os trânsitos
norte-sul e o escoamento da produção nesta
zona, entrou em serviço a linha a 400 kV LavosParaimo. Na Península de Setúbal, a linha a 400
kV Palmela-Ribatejo foi desviada para Fernão
Ferro, no âmbito da introdução dos 400 kV nesta
subestação. No Algarve, para reforço de abastecimento aos consumos, receção de energia
renovável e nova interligação com Espanha, entraram em exploração a subestação de Tavira,
as linhas a 400 kV Portimão-Tavira e o troço
nacional da futura interligação Tavira-Puebla de
Guzman (Espanha) bem como a linha a 150 kV
Portimão-Tunes 3.
Em termos de qualidade de serviço a Rede de
Transporte apresentou o melhor desempenho de
sempre com um Tempo de Interrupção Equivalente de 0,27 minutos.
ELETRIcIDADE / ELECTRICITY
4 -5
Palmela – Manutenção Rede Elétrica
Electricity consumption in 2011 was 50.5 TWh,
which is the largest decline ever recorded in
Portugal, a decrease of 3.2% or 2.3% corrected
for the effect of temperature and number of
working days.
The peak power demanded of the grid was
9,192 MW, around 200 MW below the highest
ever figure, recorded in 2010.
Generation from renewable sources supplied
46% of consumption (18% wind, 22% hydro
and 6% other renewables), less than the 52%
recorded in the previous year, which occurred
with exceptional weather conditions. Hydro and
wind capability factors stood respectively at
0.92 and 0.97. For the first time, wind generation
fell from the previous year despite an increase
of 375 MW in power connected to the grid.
In the major hydroelectric power stations, the
power enhancements of Picote and Bemposta,
adding 431 MW, came into service.
Thermal output in Ordinary Status Generation
increased 12% and supplied 38% of consumption
(20% by natural gas and 18% by coal).
The import balance increased by 7% and
represented 6% of consumption.
The development highlights of the national grid
to improve supply are the new Prelada substation
and the remodelling of Ermesinde to 220 kV,
in Porto, while the highlights in Lisbon are the
opening of the Zambujal substation and completion
of an underground circuit between Sacavém
and the Alto de S. João area (220 kV but only
operating at 60 kV at this stage). In Trás-os-Montes,
the 220 kV Macedo de Cavaleiros-Valpaços line
came into operation, an important component
of the future 220 kV line to cross the Trás-osMontes region between Lagoaça and Valdigem.
In the central region, the 400 kV Lavos-Paraimo
line came into operation, which will facilitate northsouth transmission and the flow of this region’s
generation to others. On the Setúbal Peninsula,
the 400 kV Palmela-Ribatejo line was diverted to
Fernão Ferro, as part of the project to add 400 kV to
this substation. In the Algarve, the following came
into operation, to reinforce supplies, the inflow of
renewable energy and the new interconnection with
Spain: the Tavira substation, the 400 kV PortimãoTavira lines and the Portuguese section of the future
Tavira-Puebla de Guzman (Spain) interconnection,
as well as the 150 kV Portimão-Tunes 3 line.
In terms of service quality, the national grid
recorded its best ever performance, with an
average interruption time of 0.27 minutes
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
repartição da produção
GENERATION
6% 0%
8%
28%
5% 0%
7%
18%
2011
17%
2010
28%
22%
30%
13%
18%
Solar
Solar
Eólica
Wind
Hidráulica
Hydro
Carvão
Coal
Gás Natural
Natural Gas
Outros
Others
Saldo Importador
Import Balance
48%
54%
2011
46%
2010
52%
Não Renovável
Non-Renewable
Renovável
Renewable
6 -7
ELETRIcIDADE / ELECTRICITY
ABASTECIMENTO DO CONSUMO
power generation
Consumo referido à produção líquida
Net Demand
GWh
2011
2010
Var. [%]
48 428
50 087
-3
PRODUÇÃO RENOVÁVEL
RENEWABLE GENERATION
23 071
27 363
-16
Hídrica
Hydro
Mini-hídrica
Small Hydro
Eólica
Wind
Térmica
Thermal
Cogeração
Cogeneration
Solar
Solar
PRODUÇÃO NÃO RENOVÁVEL
non-renewable generation
Carvão
Coal
Gás Natural
Natural Gas
Cogeração
Cogeneration
Outros
Others
Cogeração
Cogeneration
PRODUÇÃO POR BOMBAGEM
pumped storage generation
11 240
15 835
-29
1 019
1 377
-26
9 003
9 024
0
2 566
2 299
12
1 469
1 336
10
262
204
29
24 770
22 313
11
9 128
6 553
39
14 367
14 410
0
4 052
3 710
9
1 274
1 351
-6
1 040
1 077
-3
587
411
43
737
512
44
PRODUÇÃO TOTAL
TOTAL GENERATION
Bombagem Hidroelétrica
Consumption of Pumps
Saldo Importador
IMPORT BALANCE
2 813
2 623
7
Importação (valor comercial)
Imports (commercial schedules)
4 446
4 350
2
Exportação (valor comercial)
Exports (commercial schedules)
CONSUMO TOTAL
TOTAL DEMAND
1 635
1 718
-5
50 503
52 198
-3,2
(c/ correção de temperatura e nº dias úteis)
(corrected by temperature and number of working days)
Produtores em Regime Ordinário
Ordinary Status Generation
Produtores em Regime Especial
Special Status Generation
-2,3
30 243
32 169
-6
18 185
17 918
2
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
EVOLUÇÃO DO CONSUMO variação anual
electricity consumption development annual variation
%
6
GWh
3000
4
2000
2
1000
0
0
-1000
-2
-2000
-4
2002
GWh
GWh
2003
%
%
Famões – Subestação REN
2004
2005
2006
% Corrigido tdu
% Corrected by t&wd
2007
2008
2009
2010
2011
8 -9
ELETRIcIDADE / ELECTRICITY
satisfação DO CONSUMO
supply
TWh
50
40
30
20
10
0
2002
2003
Saldo Importador Hidráulica
Import Balance Hydro
2004
Fuelóleo
Fuel-oil
2005
2006
Gás Natural
Natural Gas
2007
Carvão
Coal
2008
2009
Eólica
Wind
2010
Outros
Others
2011
Consumo
Demand
Índices de produtibilidade
CAPABILITY FACTOR
Eólica
Wind
1,2
1,0
1,06
1,05
2002
2003
0,91
0,97
0,93
0,93
1,01
2004
2005
2006
2007
2008
1,03
1,08
0,97
0,8
2009
2010
Hidroelétrica
Hydro
1,6
1,33
1,0
2011
0,75
1,31
0,83
0,41
0,98
0,77
2004
2005
2006
2007
0,56
0,77
2008
2009
0,92
0,4
2002
2003
2010
2011
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
transações via interligações
imports and exports
GWh
9000
6000
3000
0
-3000
2002
Exportação
Exports
2003
2004
Importação
Imports
2006
2005
2007
2008
2009
2010
2011
Saldo
Balance
potência máxima anual e dia de maior CONSUMO
annual peak demand and maximum daily consumption
Potência (MW)
Peak
Energia (GWh)
Energy
24 JAN (19.45h)
9192
2011
24 JAN
177
11 JAN (19.15h)
9403
2010
12 JAN
183
12 JAN (19.45h)
9218
2009
09 JAN
178
02 DEZ (19.30h)
8973
2008
03 DEZ
175
18 DEZ (18.45h)
9110
2007
18 DEZ
179
9000
6000
3000
0
0
50
100
150
10 - 11
ELETRIcIDADE / ELECTRICITY
diagrama do dia da ponta anual
load diagram on the days of annual peak demand
MW
10000
8000
6000
4000
2000
0
0
4
8
16
12
20
24
4
8
12
16
20
24
11 janeiro 2010
January 11th 2010
24 janeiro 2011
January 24th 2011
Saldo Importador Eólica
Import Balance
Wind
0
Hidráulica
Hydro
Gás Natural
Natural Gas
Carvão
Coal
Outros
Others
Consumo
Demand
2011/01/24
2010/01/11
Variação [%]
VARIATION [%]
Potência Máxima
Maximum Load
MW
9 192
9 403
-2,2
Potência Mínima
Minimum Load
MW
4 966
4 910
1,1
Fator de Carga
Load Factor
0,80
0,79
Pot. Mín./Pot. Máx.
Min. Load/Max. Load
0,54
0,52
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
PARQUE ELETROPRODUTOR
GENERATION EQUIPMENT
Potência Instalada no Final do Ano (1)
Installed Capacity at End of the Year (2)
MW
potência INSTALADA TOTAL
TOTAL INSTALLED CAPACITY
RENOVÁVEL
RENEWABLE
Hídrica
Hydro
Mini-hídrica
Small Hydro
Eólica
Wind
Térmica
Thermal
Cogeração
Cogeneration
Solar
Solar
NÃO RENOVÁVEL
NON-RENEWABLE GENERATION
(1)
2010
Var.
18 901
17 904
997
10 230
9 401
829
5 392
4 988
404
412
410
2
4 081
3 706
375
603
584
19
348
348
0
155
123
32
8 671
8,502
169
Carvão
Coal
Gás Natural
Natural Gas
Cogeração
Cogeneration
Outros
Others
1 756
1 756
0
4 687
4 503
184
858
673
184
2 228
2 244
-16
Cogeração
Cogeneration
407
422
-16
12 387
11 985
402
6 514
5 919
595
Produtores em Regime Ordinário
Ordinary Status Generation
Produtores em Regime Especial
Special Status Generation
(2)
2011
Potência de ligação à Rede Pública ou Potência instalada nos Produtores térmicos aderentes à Portaria 399/2002.
Connected Power Supply to the Public Grid or installed Thermal power in accordance to M. Order 399/2002.
12 - 13
ELETRIcIDADE / ELECTRICITY
EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA
INSTALLED CAPACITY EVOLUTION
MW
20000
15000
10000
5000
0
2002
PRE
Special
Status
2003
PRO
Ordinary
Status
2004
Solar
Solar
2005
Eólica
Wind
2006
Hidráulica
Hydro
2007
Gás
Natural
Natural
Gas
2008
Carvão
Coal
2009
2010
Térmica
Renovável
Thermal
Renewable
2011
Outra
Térmica
Other
Thermal
Ponta
Peak Load
REDE NACIONAL DE TRANSPORTE
NATIONAL TRANSMISSION GRID
Comprimento de Linhas e Potências de Transformação
Length of Lines and Transformer Capacity
COMPRIMENTO DAS LINHAS (km)
LENGTH OF LINES (km)
2011
2010
Var.
8 371
8 049
322
400 kV
2 236
1 973
263
220 kV
3 492
3 467
25
150 kV
2 643
2 609
34
POTÊNCIA DE TRANSFORMAÇÃO (MVA)
TRANSFORMER CAPACITY (MVA)
33 777
30 205
3 572
Autotransformação (MAT/MAT)
Autotransformers (VHV/VHV)
Transformação (MAT/AT)
Transformers (VHV/HV)
13 410
11 925
1 485
20 367
18 280
2 087
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
evolução da REDE NACIONAL DE TRANSPORTE
national transmission grid evolution
MVA
37500
km
3750
30000
3000
22500
2250
15000
1500
75000
750
0
0
2002
2003
Autotransformadores
Autotransformers
2004
2005
Transformadores
Transformers
Palmela – Manutenção e instalação de rede elétrica
2006
400 kV
2007
2008
220 kV
2009
2010
2011
150 kV
14 - 15
ELETRIcIDADE / ELECTRICITY
qualidade de serviço evolução do tempo de interrupção equivalente – TIE
service quality AVERAGE INTERRUPTION TIME - AIT
minutos
minutes
14
12
10
8
6
4
2
0
2002
TIE
AIT
2003
Média 5 anos
5-year Average
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
rede nacional de transporte
national transmission grid
ELETRIcIDADE / ELECTRICITY
16 - 17
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
SISTEMA
NACIONAL
DE GÁS NATURAL
NATIONAL NATURAL
GAS SYSTEM
CARACTERIZAÇÃO DO ANO
YEAR CHARACTERIZATION
A procura de gás natural em Portugal registou,
em 2011, um valor global de 57,5 TWh, composto
por 21,3 TWh do segmento de produção de
energia elétrica em regime ordinário (37% do
total), por 35,5 TWh do segmento de mercado
convencional alimentado a partir das redes de
distribuição ligadas à Rede Nacional de Transporte
de Gás Natural (RNTGN) (62% 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
de 4,4% observado no consumo de GN para a
produção de eletricidade em regime ordinário
(Pro) foi compensado pelos aumentos de
consumo registados em todas as vertentes
do setor convencional: 5,1% de acréscimo
de procura nos clientes abastecidos em Alta
Pressão e 0,5% de aumento para os clientes
do setor 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 5,9%.
No decurso do ano de 2011, as entradas de
gás natural na infraestrutura explorada pela
concessionária da RNTGN efetuaram-se
essencialmente por Sines, 55%, (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), 44%, e por Valença do
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 31,3 TWh (cerca de 2,6 bcm), o que
representa um aumento de 1,5% relativamente
ao ano anterior. Por camiões cisterna de GNL,
foi entregue o total de 0,8 TWh (717 GWh
para o mercado nacional e 82 GWh para
exportação), o que corresponde a um aumento
de 17,8% relativamente ao ano de 2010
e a 2,5% das saídas totais do Terminal para
o Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN).
No que diz respeito ao Armazenamento
Subterrâneo, na globalidade da infraestrutura
foram extraídos 0,9 TWh e injetados 1,1
TWh de gás natural nas cavidades da REN
Armazenagem.
GÁS NATURAL / NATURAL GAS
18 - 19
Em 2011, foram transportados através da RNTGN
58,2 TWh de gás natural (cerca de 4,89 bcm),
correspondentes ao consumo nacional em alta
pressão, bem como à injeção de gás natural no
Armazenamento Subterrâneo e à saída de gás
natural pela interligação internacional de Valença
do Minho.
Em relação aos indicadores referentes às
características do GN, verifica-se que se situaram
dentro dos limites definidos no Regulamento da
Qualidade de Serviço (RQS).
Relativamente à qualidade de serviço, os
resultados dos indicadores de continuidade de
serviço para 2011 são: zero interrupções/ponto
de saída; zero min/ponto de saída; e zero min/
interrupção de fornecimento.
sacavém – estrutura gás
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
CARACTERIZAÇÃO DO ANO
YEAR CHARACTERIZATION
In 2011, demand for natural gas in Portugal
totalled 57.5 TWh. This value is broken down
as follows: 21.3 TWh from the ordinary regime
generation segment (37% of the total), 35.5
TWh from the conventional market segment
supplied through distribution networks
connected to the National Natural Gas
Transport Grid (RNTGN) (62% of the total
liquefied Natural Gas) and 0.7 TWh in LNG
tanker loads for the national market from the
Sines Terminal (1% of the total). The 4.4%
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: 5.1% increase in demand
among customers supplied at high pressure
and a 0.5% 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 5.9%.
In 2011, 55% of the natural gas entered
the infrastructure operated by the RNTGN
concession holder through Sines (NG from
LNG regasification at the Sines LNG Terminal
of REN Atlântico), while 44% was injected into
the network through Campo Maior (NG from
Algeria along the Maghreb gas pipeline) and 1%
at Valença do Minho.
The Sines Storage and Regasification Terminal
supplied 31.3 TWh (around 2.6 bcm) to the
National Natural Gas Transport Network, which
is 1.5% up in relation to the preceding year. A total
of 0.8 TWh (717 GWh for the domestic market
and 82 GWh for export) was delivered by LNG
tanker trucks, which is 17.8% higher than 2010
and equivalent to 2.5% of total terminal output to
the National Natural Gas System (SNGN).
In relation to underground storage, 0.9 TWh
of natural gas were extracted from all
infrastructures and 1.1 TWh injected into
the caverns of REN Armazenagem.
The RNTGN transported 58.2 TWh (around 4.89
bcm) of natural gas in 2011. This figure includes
national high-pressure consumption and the
injection of natural gas into underground storage,
as well as gas outflow through the international
connection point at Valença do Minho.
The indicators of NG characteristics fell ithin the
limits defined in the Service Quality Regulations
(RQS).
In relation to service quality, the results of the
uninterrupted service indicators for 2011 are:
zero interruptions per exit point, zero minutes per
exit point and zero minutes per interruption, due
to the total absence of any supply interruptions.
20 - 21
GÁS NATURAL / NATURAL GAS
SNGN - REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GNvs gnl
GN vs GNL portuguese natural gas system
44%
2011
GN
NG
45%
56%
2010
55%
GNL
LNG
sacavém – estrutura gás
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
rNtGN - entradas vs. saídas
rntgn - entry & exit quantities
GWh
2011
2010
Var. [%]
ENTRADAS
entry points
58 062
58 289
-0,4%
Campo Maior
25 113
25 455
-1,3%
Valença do Minho
546
610
–
Terminal de GNL
LNG Terminal
Armazenamento – Extração AS
Underground Storage – Withdrawal
31 280
30 821
1,5%
1 123
1 403
-20,0%
SAÍDAS
exit points
58 159
58 319
-0,3%
Saídas AP
GRMS
Armazenamento – Injeção AS
Underground Storage – Injection
56 799
57 124
-0,6%
1 324
1 195
10,8%
36
0
–
Valença do Minho
[1 GWh (PCS) < > 0,084 Mm3 (n)]
[1 GWh (GCV) < > 0,084 Mm3 (n)]
22 - 23
GÁS NATURAL / NATURAL GAS
SNGN- evolução do consumo
SNGN - demand growth
TWh
70
60
50
40
30
20
10
0
2002
Mercado Elétrico
Electricity Market
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Mercado Convencional
Conventional Market
ribatejo – estrutura gás
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
SNGN - APROVISIONAMENTO
SNGN - supply growth
TWh
60
50
40
30
20
10
0
2002
Campo Maior
ribatejo – estrutura gás
2003
2004
Terminal de GNL
LNG Terminal
2005
2006
Valença do Minho
2007
2008
2009
2010
2011
24 - 25
GÁS NATURAL / NATURAL GAS
rntgn – máximo diário e ponta horária
rntgn –daily and hourly peak demand
Máximo Diário (GWh)
Maximum Daily Offtake
Ponta Horária (GWh)
Hourly Peak Offtake
08 FEV
224.96
2011
14 MAR (19-20h)
11.50
03 DEZ
224.88
2010
17 DEZ (20-21h)
11.21
10 SET
202.76
2009
15 DEZ (20-21h)
9.91
01 JUL
195.28
2008
31 JAN (20-21h)
9.53
26 JAN
198.16
2007
26 JAN (08-09h)
9.73
240
200
160
120
80
40
0
0
3
6
9
12
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
rntgn - diagrama do dia da ponta anual
rntgn - load diagram on the days of annual peak demand
GWh
14
2011/02/08
2010/12/03
12
10
8
6
4
2
0
1
3
5
7
9
Mercado Elétrico
Electricity Market
11
13
15
17
19 21
23
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19 21
23
Mercado Convencional
Conventional Market
2011/02/08
2010/12/03
Variação [%]
VARIATION [%]
Máximo Horário
Peak
GWh
10,85
11,12
-2,5
Mínimo Horário
Off Peak
GWh
7,25
7,46
-2,8
Fator de Carga*
Load Factor*
0,69
0,69
Hora Mín./Hora Máx.
Off Peak/Peak
0,67
0,67
* Fator 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)]
26 - 27
GÁS NATURAL / NATURAL GAS
rNtGN – características
rntgn – Characteristics
km
1300
1 248
1240
1 218
1 218
1 218
2004
2005
2006
2007
1 298
2010
2011
2
2
1 194
1180
1120
1 218
1 296
1 267
1 105
1060
1000
2002
2003
2008
2009
1
1
48
52
58
61
41
42
43
43
19
13
8
5
estações
stations
210
180
1
1
1
45
46
46
46
40
40
41
41
41
15
15
15
15
15
62
66
68
69
70
74
78
81
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
1
150
120
90
60
30
1
37
40
15
57
1
37
84
0
2002
2003
CTS
JCT
BV
ICJCT
Estação de Transferência
de Custódia
Custody Transfer Station
Estação de Junção
para Derivação
Junction Station
Estação de Válvula
de Seccionamento
Block Valve Station
Estação de Interligação
em T
T Interconnection Station
GRMS
2011
Estação de Regulação
e Medição de Gás
Gas Regulation
and Metering Station
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
evolução das características do gás natural
natural Gas characteristics evolution
Índice de Wobbe (kWh/m3(n))
Wobbe Index
16,5
16,0
15,5
15,0
14,5
14,0
13,5
13,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Densidade Relativa
Specific Gravity
0,80
0,75
0,70
0,65
0,60
0,55
0,50
2002
Limite Máximo*
Maxium Limit*
2003
2004
2005
Terminal de GNL
LNG Terminal
2006
2007
2008
Campo Maior
* Limites máximos e mínimos conforme o regulamento da Qualidade de Serviço da ERSE
* Maximum and minimum limits in accordance with ERSE Quality of Service Regulation
2009
2010
Limite Mínimo*
Minimum Limit*
2011
28 - 29
GÁS NATURAL / NATURAL GAS
qualidade de serviço evolução do tempo de interrupção equivalente - Tie
quality of service AVERAGE INTERRUPTION TIME - AIT
minutos
minutes
2
1,3
1
0,4
0,0
0
2002
TIE
AIT
2003
0,0
2004
2005
0,0
2006
0,2
0,3
2007
2008
0,0
0,0
0,0
2009
2010
2011
Média 5 anos
5 Year 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.
AIT – Accumulated non delivered 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.
ribatejo – estrutura gás
DADOS TÉCNICOS / TECHNICAL DATA 2011
rede nacional de transporte de gás natural
natural gas transmission sYstem
GÁS NATURAL / NATURAL GAS
30 - 31
Ficha Técnica
DADOS TÉCNICOS/TECHNICAL DATA 2011
AUTOR
REN
DESIGN
White Brand Services
TIRAGEM PRINT-RUN
6000 Exemplares
DEPÓSITO LEGAL LEGAL DEPOSIT
341199/12
ISSN.
2182-5793
DADOS
TÉCNICOS
TECHNICAL
DATA
2011
REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS SGPS, SA
Avenida Estados Unidos da América, 55
1749-061 Lisboa
Telefone: +351 210 013 500
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