Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento ... · de produção, transporte,...
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Relatório de Monitorização da Segurança
de Abastecimento do Sistema Elétrico
Nacional 2015-2030
Portugal, fevereiro 2015
Com o apoio:
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
1
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
2
Índice
Sumário Executivo ...................................................................................................................................... 4
Enquadramento ......................................................................................................................................... 6
Âmbito .................................................................................................................................................... 6
Caracterização do setor electroprodutor nacional (SEN) ...................................................................... 7
Procura ............................................................................................................................................... 7
Oferta ................................................................................................................................................. 8
Pressupostos .......................................................................................................................................... 9
Critérios de análise da segurança de abastecimento ........................................................................... 10
Perspetivas Analisadas ......................................................................................................................... 11
Trajetória Base ................................................................................................................................. 11
Análise de Sensibilidade à Procura ................................................................................................... 12
Análise de Sensibilidade à Oferta ..................................................................................................... 13
Teste de Stress ................................................................................................................................. 14
Evolução da RNT ................................................................................................................................... 15
Competitividade do Sistema Electroprodutor Nacional ...................................................................... 15
Custos Marginais de Produção ......................................................................................................... 15
Qualidade de Serviço............................................................................................................................ 16
Considerações Finais ................................................................................................................................ 18
Anexos ...................................................................................................................................................... 20
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN 2014-2030, REN
Relatório de Qualidade de Serviço 2013
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
3
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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Sumário Executivo
Compete à Direção Geral de Energia e Geologia a monitorização da segurança do abastecimento, com
a colaboração da entidade concessionária da rede nacional de transporte, constituindo este
documento o “Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico
Nacional 2015-2030”, para o qual teve em conta a análise prospetiva sobre a evolução do sistema
electroprodutor no médio e no longo prazo (2015-2030) constante no documento “Monitorização da
Segurança de Abastecimento do SEN - Período 2015-2030 – Contributos para o RMSA-E”, enviado pela
REN em 23 de dezembro de 2014, que se encontra em anexo, e que faz parte integrante do presente
relatório.
Para a elaboração do mesmo foram consideradas as linhas de orientação de política energética
referente à segurança do abastecimento, promoção das fontes de energia renovável e de medidas de
eficiência energética, consubstanciadas no PNAER e PNAEE, designadamente através das projeções
para o nível de procura e para a capacidade de oferta, tendo em vista analisar o equilíbrio entre a
oferta e a procura, a qualidade e o nível de manutenção das redes e, ainda, proceder a uma análise
sobre a existência de riscos de falha face a níveis extremos de procura ou alterações no
desenvolvimento do sistema electroprodutor nacional.
Tendo em conta os pressupostos considerados para o desenvolvimento dos trabalhos e as análises
efetuadas para os cenários definidos (Trajetória Base, com respetivas análises de sensibilidade, e Teste
de Stress) apresentam-se, resumidamente, as seguintes considerações:
No período 2015-2024, o SEN mostra-se capaz de dar resposta à evolução expectável dos
consumos de eletricidade, assegurando os níveis de segurança de abastecimento;
No período 2025-2030, o Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP) encontra-se no
limiar do valor considerado como limite mínimo para o cumprimento dos critérios de
segurança de abastecimento, pelo que o SEN poderá não ter capacidade para dar resposta à
evolução expectável dos consumos de eletricidade, quer no cenário central quer no cenário
superior de consumo.
A partir de 2025 será necessário equacionar a instalação de dois (2) novos grupos térmicos, a
carvão ou gás natural na gama dos 450 MW, de forma a conferir estabilidade ao sistema face
à grande componente hídrica e PRE renovável. Num cenário superior de procura de
eletricidade, a necessidade de nova capacidade térmica é de três (3) novos grupos;
Num cenário em que se considera a entrada em serviço apenas de centros electroprodutores
em construção ou que se prevê que iniciem a construção até final de 2014 (Teste de Stress),
verifica-se que partir de 2022 o sistema electroprodutor não terá capacidade para fazer face
às necessidades de consumo.
Com o descomissionamento da central a carvão do Pego prevista para o final de 2021, o SEN,
na componente fóssil, ficará dependente do Gás Natural.
Face ao descomissionamento da central térmica de Sines, sem que seja substituída por nova
térmica na zona sul do país, será necessário antecipar alguns investimentos na RNT, previstos
no PDIRT-E 2014-2030, para evitar situações de incumprimento dos critérios de segurança de
abastecimento e qualidade de serviço no sul do país.
A análise de sensibilidade feita à oferta, face a um cenário de extensão do prazo de
funcionamento das atuais centrais a carvão, Sines e Pego, até 2025, permite concluir que,
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
5
face à Trajetória Base, não se perspetiva a necessidade de incorporar no sistema nova
capacidade térmica, dado que a manutenção daquelas duas centrais permite compensar o
descomissionamento da central da Tapada do Outeiro ao mesmo tempo que permite manter
o equilíbrio entre a componente térmica e a componente renovável intermitente.
No âmbito do Mercado Europeu de Energia é essencial manter os esforços de promoção do
reforço das interligações Espanha-França para níveis adequados, não só para integração mo
MEE, mas também para permitir a Portugal escoar o excesso que possa vir a ter de produção
renovável para outros Estados Membros (transferência física), no âmbito dos mecanismos de
flexibilidade previstos na Diretiva das Renováveis.
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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Enquadramento
O quadro legislativo para o setor elétrico, definido pelo Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, na
redação que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro), e complementado
pelo Decreto-Lei n.º 172/2006 de 23 de agosto, na redação que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º
215-B/2012, de 8 de outubro, estabelece as bases gerais da organização e funcionamento do sistema
elétrico nacional, bem como o regime jurídico e as regras gerais aplicáveis ao exercício das atividades
de produção, transporte, distribuição e comercialização, assim como do acesso à atividade de
produção e de comercialização de eletricidade.
Funcionando o Sistema Elétrico Nacional (SEN) num ambiente de mercado liberalizado, compete ao
Governo garantir a segurança do abastecimento do SEN, atuando de forma supletiva à iniciativa
privada, através da adoção de medidas adequadas sempre que se verifique um desequilíbrio entre a
oferta e a procura, designadamente as respeitantes à gestão técnica global do sistema, à diversificação
das fontes de abastecimento e ao planeamento, construção e manutenção das instalações necessárias.
Este modelo de funcionamento torna a monitorização permanente do setor uma condição necessária
para a tomada de decisões em devido tempo, sem colocar em risco a segurança de abastecimento do
sistema.
O Relatório de Monitorização de Segurança do Sistema de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional
(SEN), deverá abranger os requisitos estipulados na legislação já referida, e complementados pelo
Decreto-Lei n.º 23/2009, de 20 de janeiro, contemplando análises das condições de equilíbrio
oferta/procura a médio/longo prazo do sistema electroprodutor, da capacidade suplementar prevista
ou em construção, bem como da qualidade e do nível de manutenção das redes. Deverá ainda
apontar, sempre que for considerado relevante, medidas destinadas a reforçar a segurança de
abastecimento do SEN, para um período de 5 a 15 anos a partir da data do relatório, incluindo futuros
desenvolvimentos da rede e de capacidade de interligação transfronteiriça.
Competindo à Direção Geral de Energia e Geologia a monitorização da segurança do abastecimento,
com a colaboração da entidade concessionária da rede nacional de transporte, este documento
constitui o Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN para o período 2015-
2030, para o qual teve em conta a análise prospetiva sobre a evolução do sistema electroprodutor no
médio e no longo prazo (2015-2030) constante no documento “Monitorização da Segurança de
Abastecimento do SEN - Período 2015-2030 – Contributos para o RMSA-E”, enviado pela REN em 23 de
dezembro de 2014, que se encontra em anexo, e que faz parte integrante do presente relatório.
Âmbito
Pretende-se com este relatório apresentar uma perspetiva da evolução do sistema electroprodutor
nacional (SEN), tendo em vista a segurança de abastecimento e os requisitos necessários à sua
manutenção em níveis adequados, para o horizonte 2015-2030, e num quadro de integração no
MIBEL, para o que estiveram presentes os seguintes aspetos:
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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-Linhas de orientação política referente às perspetivas de promoção das fontes de energia
renovável e medidas de eficiência energética e respetivos impactos ambientais (PNAER e
PNAEE);
- Nível de procura prevista e dos fornecimentos disponíveis;
- Capacidade de oferta adicional, prevista ou em construção;
- Equilíbrio entre a oferta e a procura no mercado nacional;
- Qualidade e o nível de manutenção das redes.
O relatório apresenta ainda, face a níveis extremos de procura e às falhas de um ou mais centros
produtores ou comercializadores, uma análise sobre a existência de riscos de rutura e necessidade de
medidas destinadas a ultrapassar situações críticas. É também feita uma análise relativamente à
segurança do funcionamento das redes e intenções de investimento em capacidade de interligação.
A análise efetuada neste documento refere-se apenas a Portugal Continental.
Caracterização do setor electroprodutor nacional (SEN)
Apresenta-se de seguida uma caracterização do sector, de forma resumida, nos aspetos mais
relevantes referentes à Procura e à Oferta.
Procura
A procura de eletricidade em Portugal continental
registou um crescimento positivo no período
2000-2013 verificando-se uma tcma1 de 1,3%
neste período, no entanto desde 2010 que se tem
verificado uma redução no consumo. Em 2013, o
consumo total em Portugal Continental cifrou-se
em 44,7 TWh, o que correspondeu a uma quebra
de 1,8% face a 2012. Relativamente ao consumo
de eletricidade per capita em 2013, verificou-se
um consumo de 4,51 MWh/habitante, o que
representa uma redução de 1,3% face a 2012. Em
termos setoriais em 2013, o setor da indústria foi
o principal consumidor de eletricidade seguido do
setor dos serviços e do sector residencial. O peso
da eletricidade no consumo total de energia final
tem vindo a aumentar nos últimos anos, sendo
que em 2013 representava cerca de um quarto
do consumo total de energia final.
1 tcma - Taxa de crescimento média anual
37,9
39,4
40,9
42,5
44,1
45,5
47,0
48,1 47,5
47,1
48,9
47,5
45,6 44,7
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013P
Figura 1 Evolução da procura de eletricidade em Portugal Continental (TWh)
Fonte: DGEG
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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Oferta
Em 2013 a produção bruta de eletricidade foi de cerca de 50,0 TWh, o que corresponde a um aumento
de 1,2%, ou 5,1 TWh, face a 2012, verificando-se uma tcma de 11,3% no período 2000-2013. O saldo
importador de eletricidade registou um decréscimo de 64,8% face a 2012, resultado de um aumento
muito significativo da produção de origem hídrica, sendo que no período 2000-2013 verificou-se uma
tcma de 8,8%. Em 2013, cerca de 60% da produção bruta de eletricidade teve origem em fontes
renováveis, da qual cerca de 49% de origem hídrica, 39% eólica, 11% biomassa (inclui cogeração) e 1%
solar.
Figura 2 – Evolução da produção bruta de eletricidade em Portugal Continental e saldo importador (TWh)
Fonte: DGEG
Ao nível da capacidade instalada em Portugal
Continental para a produção de eletricidade, em
2013 encontravam-se instalados um total de
18.856 MW, tendo-se verificado uma redução de
4,0%, ou 791 MW, face a 2012, em resultado do
descomissionamento da central Térmica de
Setúbal. Do total da capacidade instalada, 11.116
MW ou 59%, dizem respeito a potência renovável
que, face a 2012, registou um aumento de 249
MW, ou 2,3%. Em termos das diferentes fontes
renováveis, a principal contribuição pertence à
Hídrica (49%), seguida da Eólica (42%), Biomassa
(6%) e Solar Fotovoltaico (3%).
0
10
20
30
40
50
60
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013P
Saldo Importador Produção Bruta de Energia Elétrica
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Figura 3 - Evolução da capacidade instalada para a produção de eletricidade em Portugal Continental (MW)
Fonte: DGEG
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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Pressupostos
Para o desenvolvimento dos estudos efetuados foram considerados os seguintes pressupostos:
Macroeconómicos: O cenário da evolução do PIB para o período 2013-2020 teve em linha de
conta as previsões fornecidas pelo Ministério das Finanças, Banco de Portugal, Comissão
Europeia e FMI.
Cenário de preços dos principais produtos energéticos e do CO2: A evolução do preço do
Brent (petróleo) para o período 2014-2030 seguiu o cenário “New Policies” da AIE publicado
no WEO2013. Relativamente ao preço do CO2, para o período de 2014-2017 consideram-se as
previsões para o EU ETS EUA Forward market (fonte: Bloomberg a 13-03-2014) e para 2020 e
2030 consideram-se as previsões do cenário “ New Policies Scenario – European Union” da AIE
(Fonte: IEA Outlook 2013).
Evolução expectável do sistema electroprodutor2:
PRO Térmica: considera-se o descomissionamento de quatro3 centrais no período
2014-2030, de acordo com as datas previstas para desclassificação das mesmas;
PRO Hídrica: contemplou os aproveitamentos constantes no Programa Nacional de
Barragens, reforços de potência e outros novos aproveitamentos em construção,
tendo por base informações mais recentes das datas previstas para a entrada em
exploração, em termos de licenciamento existente na DGEG;
Oferta PRE: a evolução da PRE teve por base as metas propostas até 2020 no novo
Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (RCM n.º 20/2013). Para o
período 2020-2030 foi assumida uma evolução conservadora da potência PRE.
Figura 4 – Evolução expectável do sistema electroprodutor em Portugal Continental (MW)
FONTE: RMSA-E 2014
Cenários de evolução do consumo de eletricidade: Foram elaborados três cenários para a
evolução do consumo total de eletricidade4 em Portugal continental: Inferior, Central e
Superior. A tcma no período 2014-2030 varia entre 0,6% e 1,2%, consoante o cenário. Incluem
2 Tem por base os licenciamentos já existentes e respetivas previsões de entrada em exploração das centrais. Sem considerar capacidade instalada das reservas e centrais que estão paradas ou suspensas. 3 Tunes (2014), Sines (2017), Pego (2021) e Tapada do Outeiro (2024). 4 Consumo referido à produção liquida (inclui perdas e autoconsumo).
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
PRE Grande Hidrica PRO Térmica Total
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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os impactos das medidas de eficiência energética identificados no Plano Nacional de Ação para
a Eficiência Energética (RCM n.º 20/2013), bem como o impacto da introdução de veículos
elétricos. Comparando estes os cenários de procura com os cenários projetados para o RMSA-
E 2013, verifica-se que as tcma para o período 2014-2030 são inferiores em todos os cenários,
como mostram os gráficos das figuras seguintes.
Figura 5 – Cenários da evolução da procura de eletricidade considerados no RMSA-E 2014
FONTE:REN
Figura 6 – Comparação do cenário Superior do consumo de eletricidade (TWh)
FONTE: REN
Figura 7 – Comparação do cenário Central do consumo de eletricidade (TWh)
FONTE: REN
Figura 8 – Comparação do cenário Inferior do consumo de eletricidade (TWh)
FONTE: REN
O detalhe dos diferentes pressupostos pode ser consultado no Anexo I do Relatório da REN.
Critérios de análise da segurança de abastecimento
A análise da segurança de abastecimento do sistema electroprodutor realizou-se sobre dois estudos
distintos:
Trajetória Base;
Sensibilidade à Oferta;
Sensibilidade à Procura;
Teste de Stress.
40
45
50
55
60
65
40
45
50
55
60
65
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Banda de consumo Superior Central Inferior
40
45
50
55
60
65
70
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
RMSA-E 2013
RMSA-E 2014
40
45
50
55
60
65
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
RMSA-E 2013
RMSA-E 2014
40
45
50
55
60
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
RMSA-E 2013
RMSA-E 2014
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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Figura 9 – Pressupostos dos diferentes estudos
Perspetivas Analisadas
O principal indicador que permite avaliar o nível de segurança do sistema electroprodutor no
abastecimento de eletricidade é o Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP). Este indicador
avalia a adequação da potência do sistema electroprodutor para cobrir a ponta da procura de
eletricidade. O ICP com probabilidade de excedência entre 95% (1 ocorrência a cada 20 anos) e 99% (1
ocorrência a cada 100 anos) não deve ser inferior a 1 de forma a garantir a segurança de
abastecimento. De notar que, para efeitos de cálculo do ICP, considera-se a simulação em nó isolado
até 2014 (NTC=0) e, a partir de 2015, uma contribuição de 10% da capacidade de interligação (NTC).
Apresentam-se se seguida de forma sumária, os aspetos mais relevantes para as diferentes
perspetivas, sendo que o detalhe de cada análise pode ser consultado no Relatório da REN, em anexo.
Trajetória Base
A figura seguinte mostra a evolução do ICP na Trajetória Base para o período 2015-2025 e para 2030.
Figura 10 – ICP Trajetória Base
Fonte: REN
1,19
1,27
1,31
1,16 1,17
1,26 1,24
1,19 1,18 1,16
1,12
1,20 1,23
1,10 1,10
1,17 1,16
1,14 1,13 1,10
1
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
IC 95% IC 99%
Necessidade
de incorporar
nova
capacidade
térmica para
cumprir os
critérios de
qualidade e
segurança de
abastecimento
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
12
Da análise do gráfico que mostra a evolução do ICP para a Trajetória Base, é possível observar no
período 2015-2024 os resultados apontam para um ICP sempre superior a 1, verificando-se um mínimo
de 1,10 a 1,16 consoante a probabilidade e excedência seja 95% ou 99% respetivamente, e um
máximo de 1,23 a 1,31 consoante a probabilidade e excedência seja 95% ou 99% respetivamente.
Apesar do descomissionamento de duas centrais neste período, a compensação no sistema
electroprodutor é feita através da entrada em serviço de novas centrais hídricas que permite manter o
ICP em níveis adequados até 2024.
No entanto, e como consequência do descomissionamento da central da Tapada do Outeiro prevista
para 2024, verifica-se que a partir de 2025 o ICP encontra-se no limiar do valor considerado como
limite mínimo para o cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento.
Adicionalmente, e analisando a evolução da estrutura de produção, verifica-se que a partir de 2025 o
contributo da componente térmica no sistema electroprodutor, inferior a 15%, revela-se insuficiente
para superar as necessidades de consumo na ocorrência de um regime hidrológico seco associado à
variabilidade da eólica e solar, que em 2025 e 2030 têm um peso combinado de cerca de 32% a 33%.
Face a este panorama deve ser equacionada a instalação de um (1) novo grupo térmico a gás natural
ou carvão na gama dos 450 MW em 2025, o que com a evolução expectável da procura no período
2025-2030 conduz à necessidade de incorporar um segundo grupo térmico.
Figura 11 – Evolução prevista da estrutura de produção do SEN
Análise de Sensibilidade à Procura
Em complemento à análise da Trajetória Base, efetuou-se uma sensibilidade ao cenário da procura de
forma a aferir a adequação do sistema electroprodutor face a um cenário de procura mais elevado,
tendo sido considerado para este efeito o Cenário Superior do consumo de eletricidade. A figura
PRE 39%
Grande Hídrica
32%
Térmica PRO 29%
2015
PRE 42%
Grande Hídrica
36%
Térmica PRO 22%
2020
PRE 45%
Grande Hídrica
41%
Térmica PRO 14%
2025
PRE 46%
Grande Hídrica
41%
Térmica PRO 13%
2030
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
13
seguinte mostra a evolução do ICP para a Análise de Sensibilidade à Procura, para os estádios 2015,
2020, 2024, 2025 e 2030.
IC 95% IC 99%
Figura 12 – ICP Trajetória Base vs. Análise de Sensibilidade à Procura Fonte: REN
Dos resultados obtidos para o ICP é possível concluir que, face a um cenário de maior consumo, a
partir de 2025 o ICP encontra-se no limiar do valor considerado como limite mínimo para o
cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento.
Adicionalmente, e face ao desequilíbrio entre a componente térmica e a componente hídrica e PRE
renovável que se irá verificar a partir de 2025 já referido anteriormente, identifica-se a necessidade
de instalar três (3) novos grupos térmicos a gás natural ou carvão no período 2025-2030, mais um
grupo face aos dois já identificados na Trajetória Base.
Análise de Sensibilidade à Oferta
A par da análise de sensibilidade anteriormente analisada, efetuou-se uma outra sensibilidade ao
cenário de oferta de forma a aferir a adequação do sistema electroprodutor face a um cenário de
extensão do prazo de funcionamento das atuais centrais a carvão, Sines e Pego, até 2025.
Figura 13 - Evolução expectável do sistema electroprodutor (MW): Cenário Base - Análise de Sensibilidade à Oferta
1,19
1,26
1,16
1,19
1,23
1,13
1
2015 2020 2024 2025 2030
Base Sensibilidade à Procura
Necessidade de incorporar nova
capacidade térmica para cumprir os critérios de qualidade e
segurança de abastecimento
1,12
1,17
1,10
1,11
1,15
1,07 1
2015 2020 2024 2025 2030
Base Sensibilidade à Oferta
Necessidade de incorporar nova
capacidade térmica para cumprir os critérios de qualidade e
segurança de abastecimento
20.821 18.058
22.577
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Total Base Total Análise Sensibilidade à Oferta
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
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A figura seguinte mostra a evolução do ICP no cenário
Análise de Sensibilidade à Oferta, para os estádios 2020
e 2025. Dos resultados obtidos para o ICP, é possível
concluir que, face à Trajetória Base, não se perspetiva a
necessidade de incorporar no sistema nova capacidade
térmica, dado que a manutenção das centrais térmicas
de Sines e do Pego permite compensar o
descomissionamento da central da Tapada do Outeiro
ao mesmo tempo que permite manter o equilíbrio
entre a componente térmica e a componente
renovável intermitente.
Figura 14 - ICP Análise de Sensibilidade à Oferta Fonte: REN
Teste de Stress
Nesta análise considerou-se, para o cenário de oferta até 2030, a entrada em serviço apenas de
centros electroprodutores em construção ou que se prevê que iniciem a construção até final de 2014,
além dos descomissionamentos já previstos. Comparando com o cenário Base, em 2030 prevê-se uma
diferença de 5.120 MW na capacidade total instalada. Na figura seguinte é possível comparar a
perspetiva de evolução da capacidade instalada no sistema electroprodutor em cada um dos cenários.
Figura 15 - Evolução expectável do sistema electroprodutor (MW): Cenário Base vs. Cenário Teste de Stress
O objetivo desta análise, como referido anteriormente,
passa por identificar o estádio a partir do qual se prevê
que o sistema electroprodutor não seja adequado para
responder à procura (cenário superior).
Da análise da evolução do ICP verifica-se que em 2022
o ICP regista valores de 0,97 e 1,01 com probabilidade
de excedência de 99% e 95%, respetivamente,
ilustrando a insuficiência do sistema electroprodutor
para dar resposta às necessidades de consumo a partir
desse ano.
Figura 16 - ICP Teste de Stress Fonte: REN
1,37 1,32
1,28 1,23
1
2020 2025
IC 95% IC 99%
18.058
22.268
17.148
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Total Base Total Teste de Stress
1,11
1,01 1,05
0,97
1
2021 2022
IC 95%
IC 99%
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
15
Evolução da RNT
O descomissionamento da Central a carvão de Sines previsto para 2017, segundo estudos já
realizados pela REN, poderá conduzir a um desequilíbrio na zona sul da RNT, visto que esta zona do
país deixará de contar com qualquer central térmica de base. Em certas situações, estes desequilíbrios
na rede poderão criar problemas ao normal funcionamento da rede e conduzir ao não cumprimento
dos padrões de segurança de abastecimento definidos nos regulamentos nacionais. Este problema
poderá ser solucionado com recurso a reforços de rede, já identificados na proposta de PDIRT 2014-
2023, mas que devem ser concretizados até à data de descomissionamento da central, o que
implicaria a antecipação de alguns dos projetos.
Competitividade do Sistema Electroprodutor Nacional
Custos Marginais de Produção
O custo marginal de produção (CMP) do sistema electroprodutor permite avaliar, no longo prazo, a
competitividade relativa do sistema electroprodutor nacional. A evolução dos CMP médios anuais
considerando um regime hidrológico médio apresentam uma tendência crescente no período de 2015-
2030, como mostra a figura seguinte, verificando-se uma tcma de 1,5% a 1,3% consoante o tipo de
tecnologia adotado para os novos grupos térmicos identificados na trajetória Base seja gás natural ou
carvão, respetivamente.
Figura 17 – Custos marginais de produção médios anuais em ambiente MIBEL em regime hidrológico médio
Fonte: REN
Comparando os custos marginais de produção obtidos neste RMSA-E 2014 com os obtidos em estudos
anteriores, verifica-se a partir de 2020 uma aproximação face aos valores anteriormente previstos.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
(€/MWh)
Opção GÁS Opção CARVÃO
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
16
Figura 18 – Comparação dos Custos marginais de produção médios anuais em ambiente MIBEL em regime hidrológico médio
Fonte: REN
Qualidade de Serviço
O fornecimento de energia elétrica com um elevado nível de qualidade constitui uma necessidade
essencial para a satisfação da sociedade em geral e, em particular, um suporte para sustentar o
desenvolvimento das atividades económicas em condições competitivas num mercado cada vez mais
global.
Os padrões de natureza técnica abrangem as questões relacionadas com a continuidade do
fornecimento de energia elétrica bem como as questões que se prendem com a qualidade da onda de
tensão que é colocada à disposição dos clientes.
No que se refere aos padrões de natureza comercial, que abrange a natureza e a qualidade dos
serviços que são prestados aos consumidores de energia elétrica (condições gerais de atendimento,
modalidades de atendimento, os centros de atendimento presencial, o atendimento telefónico, o
cumprimento do dever de informar os clientes, a assistência técnica e a avaliação da satisfação dos
clientes), o respetivo acompanhamento é da competência da Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos – ERSE.
Tendo por base os Relatórios da Qualidade de Serviço de 2013 elaborados pela REN e EDP –
Distribuição, relativa a Portugal Continental, foi elaborado o Relatório da Qualidade de Serviço de 2013
que constitui o Anexo 2 do presente documento. Do mesmo são de salientar as seguintes conclusões:
Rede de Transporte:
Em termos globais, a evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço mostram
que o ano 2013 foi aquele em que a RNT apresentou o segundo melhor desempenho dos
indicadores da qualidade de serviço.
Em 2013, a grande maioria das interrupções de serviço que ocorreram têm uma duração
inferior a 30 minutos e estão associadas a cortes de potência que não ultrapassam os 100
MW (1,2 % da ponta de consumo registada em 2013). Na maioria (95%) dos pontos de
entrega de energia elétrica da RNT não se registaram, nos últimos cinco anos, quaisquer
40
45
50
55
60
65
70
75
2015 2017 2020 2025
RMSA-E 2014 Estudos anteriores
(€/MWh)
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
17
interrupções de duração superior a 3 minutos. Em 2013 verificaram-se 3 interrupção de
duração superior a 3 minutos nos PdE.
Em 2013, os indicadores SAIFI, SAIDI e MAIFI registaram um ligeiro agravamento face a 2012,
no entanto os resultados são melhores do que a média dos últimos 5 anos.
Em relação à qualidade da onda de tensão, os níveis médios das perturbações registadas são
relativamente baixos, estando abaixo dos limites regulamentares. A taxa de realização do
plano de monitorização foi de 93%, valor superior ao verificado em 2012.
Rede de Distribuição:
Em 2013 verificou-se um agravamento dos principais indicadores de qualidade de serviço
técnica, em boa parte devido à ocorrência de condições atmosféricas extremamente
adversas registadas nos meses de janeiro e de dezembro (exemplo: Tempestade Gong), que
influenciaram negativamente a evolução de alguns dos indicadores.
Na rede AT, face a 2012, verificou-se um aumento de cerca de 20% do número total de
Interrupções Acidentais AT e igual aumento do número total de Interrupções Previstas AT. De
referir também que, excluídos os eventos de caráter excecional, em 2013 não se registaram
incidentes relevantes na rede AT.
Na rede MT, face a 2012, também se verificou um agravamento dos valores dos indicadores
de continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as condições
atmosféricas adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013. Em termos regionais
registou-se igualmente um aumento em todos indicadores em quase todos os distritos, com
exceção dos distritos de Faro, de Évora e de Lisboa.
Igualmente na rede BT, face a 2012, verificou-se um agravamento dos valores dos
indicadores de continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as
condições atmosféricas adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013. Em termos
regionais registou-se uma melhoria em alguns dos indicadores, em especial nas zonas B e C.
Em termos da qualidade da onda de tensão das instalações da EDP Distribuição, verificou-se
uma distribuição regional equilibrada, conforme o estabelecido no RQS Portugal Continental.
Das ações de monitorização trimestrais registaram-se situações pontuais de não
conformidade dos valores de amplitude de tensão, de tremulação e das tensões harmónicas.
No que respeita aos resultados do programa de monitorização permanente, em 2013
verificou-se um reforço da abrangência deste programa e registaram-se algumas situações
pontuais de não conformidade dos valores de tremulação e das tensões harmónicas.
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
18
Considerações Finais
1. Os cenários de procura, essenciais para orientar a evolução da oferta, traduzem uma recuperação
da procura de eletricidade, embora pouco expressiva nos próximos anos, em resultado das
prestativas de recuperação económica do país.
2. No período 2015-2024, e em ambos os cenários de consumo (central e superior), o sistema
electroprodutor mostra-se capaz de dar resposta à evolução expectável dos consumos de
eletricidade, assegurando os níveis de segurança de abastecimento. No entanto, no período 2025-
2030, o ICP encontra-se no limiar do valor considerado como limite mínimo para o cumprimento
dos critérios de segurança de abastecimento, pelo que o sistema electroprodutor poderá não ter
capacidade para dar resposta à evolução expectável dos consumos de eletricidade, quer no cenário
central quer no cenário superior de consumo.
A partir de 2025 o contributo da componente Térmica no sistema electroprodutor será inferior a
15%, revelando-se insuficiente para superar as necessidades de consumo na ocorrência de um
regime hidrológico seco associado à variabilidade da eólica e solar, que em 2025 e 2030 têm um
peso combinado de cerca de 32% a 33%. Face a este panorama deve ser equacionada a instalação
de um (1) novo grupo térmico a gás natural ou carvão na gama dos 450 MW em 2025 e de um
segundo grupo térmico no período 2025-2030. No cenário superior de consumo deve ser
equacionado a incorporação de um terceiro grupo térmico também no período 2025-2030.
Num cenário em que se mantém em funcionamento as centrais térmicas de Sines e do Pego até
2025, não se perspetiva a necessidade de incorporar no sistema nova capacidade térmica.
No cenário Teste de Stress, a partir de 2022 verifica-se a insuficiência do sistema electroprodutor
para dar resposta às necessidades de consumo.
3. O phase-out do nuclear em alguns países europeus, e a falta de capacidade de investimento de
alguns países em nova potência renovável para cumprir as metas comunitárias, trará oportunidades
para países como Portugal para transferir produção renovável (transferência física e não virtual)
para esses mesmos países, com participação dos mecanismos de flexibilidade previstos na Diretiva,
em especial de origem Eólica e Solar. No entanto, o facto do Mercado Ibérico (MIBEL) funcionar à
margem da restante Europa dada a escassez de potência de interligação entre Espanha e França,
torna difícil o escoamento de produção renovável para o restante mercado europeu, sendo por isso
essencial o reforço da interligação entre a Península Ibérica e o resto da Europa, através de França.
O reforço desta interligação para níveis adequados permitirá a Portugal escoar o excesso de
produção renovável, que é custo-eficiente, fazendo uso dos recursos endógenos abundantes,
beneficiando assim os consumidores europeus e contribuindo para os esforços globais em matéria
de energia e clima.
4. Com a desclassificação prevista das Centrais Térmicas a carvão de Sines em 2017 e do Pego em
2021, o sistema electroprodutor térmico de Portugal continental ficará totalmente dependente das
centrais térmicas a Gás Natural (GN). Esta situação poderá colocar Portugal numa situação de
extrema dependência de uma única fonte de origem fóssil, que poderá trazer problemas ao nível
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
19
do abastecimento dado que, segundo os dados de 2013, Portugal importa GN principalmente de 2
países – Argélia (49%) e Nigéria (25%). A manter-se este cenário, em que as importações de GN
dependem de países politicamente instável como é o caso da Nigéria, e mais recentemente a
Argélia onde se registaram incidentes envolvendo instalações de cariz energético, poderá estar em
causa a segurança do abastecimento, especialmente se ocorrer um ano seco. É por isso de extrema
importância o reforço do mix de produção de eletricidade.
5. De ressalvar a importância que o aumento da capacidade instalada em aproveitamentos
hidroelétricos reversíveis, ou seja, centrais hídricas com uma capacidade de turbinar e de bombar
água, ao permitir reduzir as perdas de produção renovável para valores mínimos (inferiores a 75
GWh/ano) e com uma probabilidade de ocorrência da inferior a 2,5%.
6. É essencial uma monitorização constante da evolução do consumo de eletricidade, por forma a
garantir que, em caso de um crescimento do consumo acima das previsões, sejam adotadas em
tempo útil as medidas necessárias a garantir a manutenção de níveis adequados de segurança de
abastecimento, dando prioridade a medidas custo-eficientes do lado da procura (reforço da
eficiência energética, demand response e interruptibilidade), complementadas com a eventual
instalação de nova capacidade de oferta.
7. O descomissionamento da Central a carvão de Sines previsto para 2017 poderá conduzir a um
desequilíbrio na zona sul da RNT e, em certas situações, estes desequilíbrios na rede poderão criar
problemas ao normal funcionamento da rede. Este problema poderá ser solucionado com recurso a
reforços de rede, já identificados na proposta de PDIRT 2014-2023, mas que devem ser antecipados
de forma a estarem concluídos à data de descomissionamento da central.
8. Numa análise de sensibilidade à oferta, face a um cenário de extensão do prazo de funcionamento
das atuais centrais a carvão, Sines e Pego, até 2025, pode-se concluir que, face à Trajetória Base,
não se perspetiva a necessidade de incorporar no sistema nova capacidade térmica, dado que a
manutenção daquelas duas centrais permite compensar o descomissionamento da central da
Tapada do Outeiro ao mesmo tempo que permite manter o equilíbrio entre a componente térmica
e a componente renovável intermitente.
9. O setor electroprodutor tenderá a perder alguma competitividade dadas as previsões do aumento
dos custos marginais de produção no horizonte 2014-2025.
Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014
20
Anexos
Anexo 1 – Relatório REN “Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN
– Período 2015-2030”
Anexo 2 – Relatório da Qualidade de Serviço 2013
ANEXO 1
Relatório REN
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN – Período 2015-2030
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN
Período 2015-2030
CONTRIBUTOS PARA O RMSA-E
2 01 4
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 SE 1
SUMÁRIO EXECUTIVO
Enquadramento
De acordo com a legislação em vigor (Artigo 63º do Decreto-Lei n.º 29/2006, revisto e republicado pelo
Decreto-Lei n.º 215-A/2012, e Artigo 32º do Decreto-Lei n.º 172/2006 revisto e publicado pelo
Decreto-Lei n.º 215-B/2012), compete à REN fornecer os elementos que a DGEG considerar necessários à preparação
de uma proposta de Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento (RMSA), a submeter nos anos pares ao
Ministro da Economia e Inovação. Nos anos ímpares a DGEG elabora um relatório de monitorização simplificado. O
Governo publica o Relatório, dando conhecimento do mesmo à Comissão Europeia e à ERSE.
Enquanto contributo para o RMSA, no presente relatório são contemplados, entre outros:
a) A segurança do funcionamento das redes;
b) O equilíbrio entre a oferta e a procura, para um período de 5 anos;
c) As perspectivas de segurança do fornecimento de electricidade, para um período de 5 a 15 anos;
d) As intenções de investimento em capacidade de interligação transfronteiriça, pelo menos para os próximos 5
anos.
As análises apresentadas neste relatório têm por base a evolução do SEN, os cenários de evolução dos consumos de
electricidade e os restantes elementos prospectivos no período 2015-2030 indicados pela DGEG. São desenvolvidos
estudos para os estádios 2015 a 2025 e 2030
Análises realizadas
No desenvolvimento dos estudos são utilizados dois modelos de simulação:
VALORAGUA – simulação do sistema electroprodutor em ambiente MIBEL1;
RESERVAS – análise probabilística da segurança de abastecimento.
Os estudos sobre a evolução do sistema electroprodutor incidem sobre os seguintes cenários definidos pela DGEG:
Trajectória "Base" (Capítulo II) incluindo uma análise de sensibilidade à procura e uma análise de
sensibilidade à oferta; e
"Teste de Stress" (Capítulo III).
A trajectória “Base” tem por objectivo estudar a evolução do sistema electroprodutor nacional num cenário de
cumprimento das metas e dos objectivos da política energética definidos pelo Governo. Para o efeito, consideraram-
se os Pressupostos Gerais elaborados pela DGEG, onde se inclui a evolução dos consumos de electricidade de acordo
com o definido no Cenário Central (ver Anexo I).
Nesta trajectória, procede-se à avaliação das condições de segurança de abastecimento (identificando eventuais
défices de capacidade de produção), à análise do equilíbrio entre as diferentes componentes da produção e da
competitividade do sistema electroprodutor nacional no âmbito do MIBEL, e à avaliação do cumprimento das metas da
política energética e do nível de optimização da utilização dos recursos renováveis.
A partir da trajectória “Base” foi efectuada uma análise de sensibilidade à procura (nos estádios 2015, 2020, 2025 e
2030), assumindo uma evolução dos consumos de electricidade de acordo com o cenário Superior, bem como uma
análise de sensibilidade à oferta (nos estádios 2020 e 2025), na eventualidade de as actuais centrais termoeléctricas a
carvão não serem desclassificadas nas datas previstas, prolongando o seu funcionamento até 2025.
1 Nos estudos realizados com o VALORAGUA é assumido um modelo de mercado em concorrência perfeita, sem consideração de
estratégias comerciais dos agentes de mercado, nem eventuais restrições contratuais.
SE 2 Sumário Executivo
Complementarmente ao estudo da trajectória “Base”, foi efectuado um ”Teste de Stress” tendo por base o sistema
electroprodutor actual, deduzido das desclassificações previstas ao longo do tempo e apenas acrescido dos novos
centros produtores em construção ou que se prevê iniciem a construção durante 2014. O objectivo desta análise
consiste em identificar o estádio a partir do qual se deixe de verificar a adequação do sistema electroprodutor para
abastecimento dos consumos, na ocorrência do cenário Superior da procura.
ASPECTOS MAIS RELEVANTES DAS ANÁLISES DA EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR
Resumo dos principais resultados
Seguidamente são apresentados os principais resultados dos estudos sobre a evolução do sistema electroprodutor,
repartidos pelos três factores chave da sustentabilidade energética: Segurança de Abastecimento, Protecção do
Ambiente e Competitividade.
Segurança de Abastecimento
Na trajectória “Base”, até 2024, a evolução do ICP (Índice de Cobertura probabilístico da Ponta) nos
períodos de ponta anual é sempre superior a 1,10 (valor correspondente aos estádios 2018, 2019 e
2024, para probabilidade de excedência de 99%). O valor mais elevado do ICP (1,31) ocorre em
2017, para uma probabilidade de excedência de 95%. Entre 2015 e 2024, o LOLE (Loss Of Load
PRO Térmica PRO Hídrica PRE
0,9 GW
Necessidade de reforço
através de 2 grupos térmicos
de base da gama 450 MW
Análise de
Sensibilidade à
OFERTA
1,8 GWAdiamento da desclassificação
dos actuais grupos a carvão
(Sines e Pego) para data
posterior a 2025
Análise de
Sensibilidade à
PROCURA
1,3 GW
Necessidade de reforço
através de 3 grupos térmicos
de base da gama 450 MW
0 GW
Sem capacidade em
construção ou que se
prevê inicie em 2014
1,5 GW
(1,4 GW reversíveis)
Capacidade em
construção ou que se
prevê inicie em 2014
0,5 GW
Eólica: 0,3 GW
Solar: 0,18 GW
Cogeração: 0,04 GW
Restantes: 0,02 GW
Capacidade em
construção ou que se
prevê inicie em 2014
Trajectória "BASE"
"Teste de STRESS"
Crescimento da
Procura
Evolução da Capacidade
Cenário Central
TWh2030
57,4
tmca 2014-2030
0,94%
Cenário Superior
TWh2030
60,5
tmca 2014-2030
1,25%
3,1 GW
Eólica: 1,7 GW
Solar: 0,6 GW
P. Hídricas: 0,2 GW
Cogeração: 0,4 GW
Restantes: 0,2 GW
4,1 GW
(3,4 GW reversíveis)
Cumprimento do Programa
Nacional de Barragens,
reforços de potência e
novos aproveitamentos
já licenciados
2014-2030
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 SE 3
Expectation) decresce de 0,5 h/ano para 0 h/ano. Mesmo na situação menos favorável (estádio
2015), a EENS não excede 0,0002% da procura anual.
A partir de 2017, após a desclassificação da actual central a carvão de Sines, deixará de existir no
sistema qualquer central térmica de base na zona sul, o que colocará dificuldades e restrições
acentuadas à operação da RNT que, dependendo dos regimes de funcionamento, poderão colocar
em causa a própria garantia de continuidade de serviço. Não obstante, a antecipação de alguns dos
projectos de reforço da RNT permitirá dar resposta adequada a estas condições.
A partir de 2025, em consequência da desclassificação da central a ciclo combinado da Tapada do
Outeiro (Turbogás), o ICP para uma probabilidade de excedência de 99% é inferior a 1,0,
conduzindo à necessidade de incorporação no sistema de nova capacidade térmica de base. Para
garantir o cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento na vertente Adequacy, em
2025, será necessário instalar 1 novo grupo da gama dos 450 MW, de ciclo combinado a gás natural
ou de carvão pulverizado. Face ao aumento dos consumos previsto para o quinquénio seguinte,
identificou-se a necessidade de 1 grupo adicional (a gás ou carvão) até 2030. Com estes reforços,
perspectiva-se que as condições de segurança de abastecimento sejam mantidas em níveis
correspondentes a valores de LOLE que respeitam os critérios definidos (≤ 5 h/ano).
Do ponto de vista da estrutura e segurança da RNT, na perspectiva da adequação da distribuição do
parque electroprodutor, a zona de Sines, ou da península de Setúbal, afiguram-se como das mais
favoráveis para a eventual construção de uma nova central de base.
Da análise de sensibilidade à procura, face à ocorrência do cenário superior de evolução dos
consumos (com um acréscimo de cerca de 400 MW na ponta anual de consumos), as necessidades de
incorporação no sistema de nova capacidade de base apontam para a entrada em serviço de 2
grupos térmicos da gama de 450 MW, em 2025, e 3 grupos, em 2030 (ou seja, 1 grupo térmico
adicional face aos identificados na trajectória “Base”).
A análise de sensibilidade à oferta realizada para os estádios 2020 e 2025, no pressuposto de
prolongamento do serviço das actuais centrais termoeléctricas a carvão até 2025, aponta para um
valor mínimo de ICP correspondente a 1,23 (em 2025, para uma probabilidade de excedência de
99%). Nestas condições, contrariamente à trajectória “Base”, não se perspectiva a necessidade de
incorporação no sistema de capacidade adicional até 2025, nem impactes significativos sobre o
desenvolvimento da RNT.
O “Teste de Stress” realizado, tendo por base a composição do sistema actual (deduzida das
desclassificações previstas ao longo do tempo e acrescida dos novos centros produtores em
construção ou que se prevê iniciem a construção durante 2014), permite constatar que a potência
disponível para cobrir a ponta de consumos deixará de ser adequada em 2022, admitindo uma
probabilidade de excedência do ICP de 99%. No que diz respeito à RNT, partindo das condições que
lhe estão implícitas para dar resposta à trajectória “Base”, até 2021 a rede tem condições para
assegurar o funcionamento adequado do sistema.
SE 4 Sumário Executivo
Protecção do Ambiente
Os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos consumos de electricidade
na trajectória “Base” enquadram-se nas estimativas apresentadas no PNAER 2020 para garantir o
cumprimento da meta de 31% para a quota de energias renováveis no consumo final bruto de
energia para Portugal. Os resultados obtidos conduzem, em 2020, a uma quota da produção
renovável de cerca de 57,6% do consumo bruto de electricidade. Este valor está compreendido
entre 56,5% e 59,2%, dependendo da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica
mais adversa ou de uma condição hidrológica mais favorável. No horizonte 2030, apesar de um
ligeiro decréscimo, a quota esperada é superior a 55,5% (compreendida entre 53,7% e 58,1%).
A análise de sensibilidade ao crescimento da procura mais elevado da trajectória “Base” conduziu a
um decréscimo de cerca de 1pp da quota da produção renovável para cerca de 56,4 % do consumo
bruto de electricidade (valor compreendido entre 55,3% e 59%, dependendo da condição
hidrológica).
Entre 2015 e 2017, as emissões totais anuais de CO2 na trajectória “Base” ascendem a cerca de
13 Mt na média dos regimes hidrológicos. Com a desclassificação da central de Sines a carvão (no
final de 2017) prevê-se um decréscimo desse valor em 5,5 Mt e, posteriormente, em 2,5 Mt,com a
desclassificação da central do Pego a carvão (no final de 2021).
A partir de 2025, dependendo da tecnologia que vier a ser adoptada para reforço da capacidade de
base do sistema electroprodutor, as emissões totais anuais das centrais termoeléctricas poderão
diminuir até 4,1 Mt, na hipótese de reforço com grupos de ciclo combinado a gás natural, ou até 3
Mt, case se opte pelo carvão, em que se assume grupos equipados com CCS em 2030.
Da análise de sensibilidade à procura, constata-se que as emissões de CO2 são sempre superiores
relativamente à trajectória “Base”, verificando-se uma diferença geralmente crescente ao longo do
horizonte de estudo. Na hipótese de entrada em serviço de novos ciclos combinados, o incremento
ascende a um máximo de 0,8 Mt (num total de 4,9 Mt em 2030).
A maior produção com base em centrais a carvão resultante da análise de sensibilidade à oferta
contribui fortemente para o aumento das emissões de CO2. Entre 2020 e 2025 são estimados valores
totais compreendidos entre 13 Mt e 14 Mt, a que correspondem aumentos compreendidos entre 80%
e 190% face à trajectória “Base”.
Competitividade
Até ao final de 2017, antes da desclassificação da central de Sines, a utilização média das centrais a
carvão é de aproximadamente 93%, podendo oscilar de 73% a 100%, em função do regime
hidrológico. Entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego em serviço), estes valores aumentam
ligeiramente para 96% na média dos regimes, dentro de uma banda de 81%-100%.
Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a carvão, em 2025, sem dispor ainda de
equipamentos CCS, a utilização destes grupos aproxima-se da perspectivada para o período 2018-
2021 (para a central do Pego). Já em 2030, a perda de competitividade induzida pelo CCS conduz à
redução da utilização na média dos regimes (87,5%) e em regime húmido (68,2%).
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 SE 5
Quanto à utilização das centrais de ciclo combinado a gás natural, tendo em consideração que são
fortemente condicionadas pelas centrais a carvão (sempre mais competitivas), verifica-se a
ocorrência de 3 fases distintas até 2024:
entre 2015 e 2017 (antes da desclassificação de Sines), em que a utilização média é de
cerca de 13,5%, podendo oscilar entre 4,5%-28%;
entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego a carvão em funcionamento), em que a
utilização média aumenta em cerca de 20 pp para 33% (numa banda de 16%-53%); e
entre 2022 a 2024 (sem centrais a carvão no sistema), quando são obtidos valores da ordem
dos 45% (numa banda de 26%-66%).
O eventual reforço de capacidade do sistema baseado em CCGT após 2025 aponta para utilizações
destas centrais superiores a 40%. Pelo contrário, caso sejam integrados novos grupos a carvão, a
utilização média das centrais existentes (no Pego, em Lares e no Ribatejo) decresce
progressivamente para valores médios de cerca de 30% em 2030.
A ocorrência de um cenário Superior de consumos induz, na hipótese de integração de novas CCGT,
ligeiros acréscimos na utilização das centrais a gás natural (inferiores a 3 pp) face à trajectória
“Base”, sobretudo no longo prazo. No caso de coexistência de novas centrais a carvão, verifica-se a
diminuição da utilização (num máximo de 6 pp em 2025).
O eventual prolongamento do funcionamento das actuais centrais a carvão de Sines e Pego induz
impactes significativos sobre o nível de utilização das centrais a gás natural. Em condições médias, a
utilização destas centrais perspectiva-se inferior a 22% e, mesmo na ocorrência de um regime seco,
a utilização não supera a verificada na média dos regimes de qualquer das hipóteses de expansão do
sistema assumidos na trajectória “Base”.
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030
ÍNDICE
SUMÁRIO EXECUTIVO .......................................................................................................... 1
CAPÍTULO I Introdução ................................................................................................. 1
1. Objectivos do relatório ....................................................................................... 1
2. Critérios para análise da segurança de abastecimento ................................................. 2
CAPÍTULO II Trajectória “Base” ....................................................................................... 4
3. Evolução do Sistema ........................................................................................... 4
3.1 Procura - evolução do consumo referido à produção líquida................................................. 4
3.2 Oferta - evolução do sistema electroprodutor ................................................................. 5
3.3 Evolução da RNT e das Interligações ............................................................................ 7
3.3.1 Princípios e objectivos dos Planos de Desenvolvimento da Rede ..................................... 7
3.3.2 Capacidades de recepção das redes planeadas do PDIRT .............................................. 8
3.3.3 Limitação de concentração de geração por questões de estabilidade e segurança do sistema .. 10
3.3.4 Capacidade comercial de interligação com Espanha ................................................... 10
3.3.5 Principais alterações ao desenvolvimento da rede anteriormente previsto ........................ 12
4. Exploração do Sistema ...................................................................................... 15
4.1 Segurança de abastecimento .................................................................................... 15
4.1.1 Garantia de abastecimento ................................................................................ 15
4.1.2 Estrutura do abastecimento dos consumos e da produção ............................................ 19
4.1.3 Localização de nova produção na RNT ................................................................... 21
4.2 Protecção do Ambiente........................................................................................... 22
4.2.1 Quota das renováveis ....................................................................................... 22
4.2.2 Risco de perda de produção renovável .................................................................. 23
4.2.3 Emissões de CO2 ............................................................................................. 24
4.3 Competitividade ................................................................................................... 25
4.3.1 Consumo de combustíveis ................................................................................. 25
4.3.2 Utilização das centrais termoeléctricas ................................................................. 26
4.3.3 Utilização da NTC ........................................................................................... 27
5. Análise de sensibilidade à procura ........................................................................ 28
5.1 Evolução do consumo referido à produção líquida ........................................................... 28
5.2 Segurança de abastecimento .................................................................................... 29
5.3 Protecção do Ambiente........................................................................................... 32
5.4 Competitividade ................................................................................................... 34
6. Análise de sensibilidade à oferta .......................................................................... 36
6.1 Evolução do sistema electroprodutor .......................................................................... 36
6.2 Segurança de abastecimento .................................................................................... 37
Índice
6.3 Protecção do Ambiente........................................................................................... 39
6.4 Competitividade ................................................................................................... 41
CAPÍTULO III “Teste de Stress” ...................................................................................... 43
7. Evolução do sistema electroprodutor até 2030 ......................................................... 43
8. Identificação dos limites de adequação do sistema electroprodutor ............................... 45
CAPÍTULO IV Síntese dos resultados ................................................................................. 46
ANEXO I Pressupostos Gerais - DGEG
ANEXO II Metodologia de previsão da procura de electricidade no período 2014-2030
ANEXO III Resultados complementares
GLOSSÁRIO
ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 1
CAPÍTULO I Introdução
1. OBJECTIVOS DO RELATÓRIO
De acordo com a legislação em vigor (Artigo 63º do Decreto-Lei n.º 29/2006, revisto e republicado pelo
Decreto-Lei n.º 215-A/2011, e Artigo 32º do Decreto-Lei n.º 172/2006 revisto e publicado pelo
Decreto-Lei n.º 215-B/2012), compete à REN fornecer os elementos que a DGEG considerar necessários à
preparação de uma proposta de Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento (RMSA), a
submeter nos anos pares ao Ministro da Economia e Inovação. Nos anos ímpares a DGEG elabora um
relatório de monitorização simplificado. O Governo publica o Relatório, dando conhecimento do mesmo à
Comissão Europeia e à ERSE.
Enquanto contributo para o RMSA, no presente relatório são contemplados, entre outros:
a) A segurança do funcionamento das redes;
b) O equilíbrio entre a oferta e a procura, para um período de 5 anos;
c) As perspectivas de segurança do fornecimento de electricidade, para um período de 5 a 15 anos;
d) As intenções de investimento em capacidade de interligação transfronteiriça, pelo menos para os
próximos 5 anos.
As análises apresentadas neste relatório têm por base a evolução do SEN, os cenários de evolução dos
consumos de electricidade e os restantes elementos prospectivos no período 2015-2030 indicados pela
DGEG. São desenvolvidos estudos para os estádios 2015 a 2025 e 2030. No desenvolvimento destes estudos
são utilizados dois modelos de simulação:
VALORAGUA – simulação do sistema electroprodutor em ambiente MIBEL2;
RESERVAS – análise probabilística da segurança de abastecimento.
Os estudos sobre a evolução do sistema electroprodutor incidem sobre as seguintes análises:
Trajectória “Base” (Capítulo II) incluindo uma análise de sensibilidade à procura e uma análise de
sensibilidade à oferta; e
“Teste de Stress” (Capítulo III).
Os principais resultados são apresentados resumidamente no Capítulo IV.
Os pressupostos gerais indicados pela DGEG constituem o Anexo I.
Uma nota sobre a metodologia de previsão da procura encontra-se no Anexo II.
Resultados complementares dos estudos são apresentados no Anexo III.
2 Nos estudos realizados com o VALORAGUA é assumido um modelo de mercado em concorrência perfeita, sem consideração de
estratégias comerciais dos agentes de mercado, nem eventuais restrições contratuais.
2 Enquadramento
2. CRITÉRIOS PARA ANÁLISE DA SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO
A segurança de abastecimento ao nível da produção de electricidade está associada ao desempenho do
sistema electroprodutor em duas vertentes:
Adequacy (avaliação estática da suficiência da capacidade instalada para cobrir a procura horária
de electricidade) e
Security3 (análise operacional com a avaliação da capacidade de resposta do sistema para
responder a perturbações do equilíbrio oferta-procura).
Quando a realidade era caracterizada por duas principais variáveis de incerteza na operação dos sistemas
(procura e falhas fortuitas de grupos geradores), a componente de Adequacy assumia maior relevância na análise
das condições de segurança de abastecimento a médio e longo prazo, estando a componente de Security
associada apenas a problemas de curto-prazo relacionados com a mobilização oportuna dos meios de geração.
A evolução verificada na última década nos sistemas eléctricos europeus, caracterizada pela integração
maciça de capacidade de produção não gestionável (associada principalmente ao aproveitamento de
fontes de energia renováveis) e pelo reforço das capacidades de interligação entre países, veio adicionar
variáveis de incerteza ao lado da oferta. No caso dos sistemas Ibéricos, os objectivos a alcançar definidos
no âmbito da política energética deram enorme dimensão a essas variáveis.
Neste contexto, a componente Security ganhou relevância na avaliação das condições de segurança de
abastecimento a médio e longo prazo, dado que passou a ser essencial identificar não apenas a futura
capacidade de produção (em termos latos), mas também as necessidades de reserva operacional, de modo
a que as perturbações potenciais no equilíbrio oferta-procura (de muito maior dimensão que
anteriormente) fossem acomodadas com segurança pelo sistema electroprodutor.
No presente relatório, a avaliação das condições de segurança de abastecimento até ao horizonte 2030 é
efectuada através de indicadores probabilísticos resultantes da simulação das configurações do sistema
electroprodutor com o modelo RESERVAS, que traduzem o seu desempenho nas duas vertentes acima
referidas:
i) Adequacy
A avaliação da adequação da potência disponível para cobrir a procura horária de electricidade é
efectuada através do Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP), que corresponde ao menor dos
doze ICP mensais de cada ano. A partir de 2015, considera-se a contribuição de uma capacidade
correspondente a 10% da NTC (Net Transfer Capacity) prevista.
Para verificação da adequação da capacidade do sistema para cobrir a ponta de consumos considera-se
que o ICP com probabilidade de excedência entre 95% e 99% não deve ser inferior a 1,0.
ii) Security
As necessidades de reserva operacional são avaliadas pelos desvios no equilíbrio oferta-procura que
ocorrem entre todos os períodos elementares. Essas necessidades são confrontadas com os meios de
3 De notar que na vertente Security apenas se analisa as perturbações em regime estacionário do sistema (suficiência da reserva
secundária e terciária), não se contemplando por isso a análise dinâmica do sistema (em regime transitório).
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 3
produção existentes em cada ano capazes de fornecer reserva operacional. A reserva operacional é
constituída pela reserva secundária4 e pela reserva terciária até 1 hora5.
Para aferir globalmente os níveis de segurança de abastecimento proporcionados pelas configurações do
sistema electroprodutor nacional analisadas, utiliza-se o indicador LOLE (Loss Of Load Expectation)
calculado pelo modelo RESERVAS, que incorpora a expectativa de perda de carga associada à componente
de Adequacy (ou LOLE estático) e a expectativa de perda de carga por insuficiência de reserva operacional
– componente de Security. Na análise de garantia de abastecimento, de acordo com os estudos recentes
desenvolvidos pela REN, este indicador deve ser igual ou inferior a 5 (h/ano).
4 Reserva Secundária: capacidade mobilizável entre 15 segundos e 15 minutos
5 Reserva Terciária até 1 hora: capacidade de substituição da Reserva Secundária mobilizável entre 15 minutos e 1 hora (albufeiras
com e sem bombagem, assim como 10% da NTC prevista a partir de 2015)
4 Trajectória “Base” Conclusões
CAPÍTULO II Trajectória “Base”
A trajectória “Base” proposta pela DGEG tem por objectivo estudar a evolução do sistema electroprodutor
nacional num cenário de cumprimento das metas e dos objectivos da política energética definidos pelo
Governo. Para o efeito, consideraram-se os Pressupostos Gerais elaborados pela DGEG, onde se inclui a
evolução dos consumos de electricidade de acordo com o definido no Cenário Central (ver Anexo I).
Nesta trajectória, procede-se à avaliação das condições de segurança de abastecimento (identificando
eventuais défices de capacidade de produção), à análise do equilíbrio entre as diferentes componentes da
produção e da competitividade do sistema electroprodutor nacional no âmbito do MIBEL, e à avaliação do
cumprimento das metas da política energética e do nível de optimização da utilização dos recursos
renováveis.
3. EVOLUÇÃO DO SISTEMA
3.1 PROCURA - EVOLUÇÃO DO CONSUMO REFERIDO À PRODUÇÃO LÍQUIDA
A trajectória de evolução do consumo referido à produção líquida considera os efeitos sobre o consumo
final de electricidade quer da implementação de medidas de eficiência energética, quer da penetração de
veículos eléctricos (VE). Uma breve nota sobre a metodologia de previsão da procura encontra-se no
Anexo II.
FIGURA 1 – EVOLUÇÃO DA PROCURA DE ELECTRICIDADE ATÉ 2030: CENÁRIO CENTRAL
O cenário Central de evolução do consumo, adoptado na trajectória “Base”, caracteriza-se por um
crescimento médio anual de 0,94%, no período 2014-2030 (Figura 1) e apresenta um consumo de 50,6 TWh
em 2020 e de 57,4 TWh em 2030. Até 2020 a taxa média de crescimento prevista é de apenas 0,4%, cerca
50595
49884
52198
50499
49060 49153 49401 49415 4929049658
5001550365 50614
5113151666
5222452835
53482
54150
54891
55692
56515
57376
45000
47000
49000
51000
53000
55000
57000
59000
61000
63000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
GWh
Envolvente dos cenários de previsão Cenário Central
TWh2030
57,4
tmca 2014-2030
0,94%
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 5
de 1/3 da taxa para o período 2020-2030, devido ao maior impacto das novas medidas de eficiência
energética. No período 2020-2030 verifica-se uma ligeira recuperação económica.
No horizonte 2030, as medidas de eficiência energéticas consideradas representam cerca de 5 970 GWh de
poupanças acumuladas e os veículos eléctricos um consumo de 170 GWh.
3.2 OFERTA - EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR
A evolução do sistema electroprodutor ao longo do período 2014-2030, resultante das desclassificações de
centrais existentes e da entrada em serviço da nova capacidade de produção conforme pressupostos da
DGEG, é representada na Figura 2.
FIGURA 2 – EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2030: TRAJECTÓRIA “BASE”
PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE)
A Figura 3 apresenta a evolução previsional da potência instalada nas diferentes componentes da PRE6 (um
cronograma detalhado encontra-se no Anexo I).
Em termos absolutos, em 2030 a potência instalada em PRE atingirá um total de
10 332 MW que, face ao valor verificado em 2013, corresponde a um aumento da ordem dos 42,5%.
No período 2015-2020 verifica-se um crescimento de cerca de 13% que decresce para 10% e 9% nos
quinquénios seguintes.
6 Os valores referem-se às potências líquidas instaladas no final de cada ano.
-14000
-10500
-7000
-3500
0
3500
7000
10500
14000
17500
21000
24500
28000
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Capacid
ade t
ota
l in
stala
da (
MW
)
Desc
lass
ific
ação e
entr
ada e
m s
erv
iço d
e n
ova d
e c
apacid
ade (
MW
)
Gás Natural Hídrica (Reforços Pot.) Hídrica (Novos Aprov.) PRE Fuelóleo Gasóleo Carvão Capacidade total instalada
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026-2030
1805819242
20346 2082122268
6 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 3 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRE: TRAJECTÓRIA “BASE”
PRODUÇÃO EM REGIME ORDINÁRIO (PRO)
A evolução da capacidade das centrais térmicas convencionais e dos grandes aproveitamentos
hidroeléctricos instalada no SEN7 é apresentada na Figura 4 (um cronograma detalhado encontra-se no
Anexo III):
FIGURA 4 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRO:
TRAJECTÓRIA “BASE”
A evolução da nova capacidade
termoeléctrica considerada na trajectória
“Base” está de acordo com a informação
mais actual disponível na DGEG sobre as
datas de desclassificação das centrais
existentes (prevista nos respectivos CAE)
não estando prevista a entrada serviço
industrial dos 4 grupos CCGT
anteriormente licenciados, dado os
promotores terem comunicado a intenção
de renunciar às licenças de produção que
lhes tinham sido atribuídas.
A evolução do parque hidroeléctrico considerada na trajectória “Base” tem em conta a concretização dos
novos aproveitamentos em construção, dos reforços de potência dos aproveitamentos existentes,
propostos pelos promotores, e dos aproveitamentos decorrentes do Programa Nacional de Barragens de
7 Os valores referem-se às potências líquidas instaladas no final de cada ano.
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030
Eólica 988 3 856 4 652 4 842 5 300 5 820 6 400
PCH 326 414 436 436 470 570 620
Solar Térmico 0 0 0 17 50 70 105
Fotovoltaico 0 123 283 383 670 740 800
Ondas 0 0 0 1 6 8 10
Biogás 5 30 59 59 60 65 70
Biomassa 13 117 124 130 220 250 260
RSU 85 85 77 77 77 77 77
Cogeração 1 232 1 538 1 621 1 640 1 700 1 840 1 990
TOTAL 2 649 6 162 7 252 7 585 8 553 9 440 10 332
Potê
ncia
inst
ala
da (
MW
)
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
2015 2017 2020 2025 2030
PRO Hídrica rev. 2 245 2 703 3 292 4 172 4 727
PRO Hídrica ñ rev. 3 828 3 828 4 097 4 371 4 371
PRO Térmica 5 585 5 585 4 405 2 839 2 839
TOTAL 11 657 12 115 11 793 11 381 11 936
Potê
ncia
inst
ala
da (
MW
)
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 7
Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH)8, conforme informação disponibilizada pelos produtores à
DGEG.
Neste cenário, a potência hídrica PRO instalada, atinge 9 097 MW em 2030, correspondendo a um aumento
de 80% relativamente à capacidade actual. A potência reversível atinge 4 727 MW, ou seja ligeiramente
superior a 50% da capacidade total instalada, e representa um crescimento de cerca de 2,7 vezes face à
capacidade em Dezembro de 2013 (1 294 MW).
Para avaliação da produção hidroeléctrica nos estudos de simulação da exploração do sistema
electroprodutor, utiliza-se a série histórica de afluências de 40 anos, 1971 a 2010. Para efeitos da
avaliação do comportamento do sistema electroprodutor em função da hidrologia, consideram-se os
seguintes regimes hidrológicos de referência:
Regime húmido de referência, corresponde à média dos resultados obtidos para as condições
hidrológicas de 1979, 2001 e 2010 (probabilidade de excedência de 5%);
Regime seco de referência, corresponde à média dos resultados obtidos para as condições
hidrológicas de 1992, 2005 e 2008 (probabilidade de excedência de 92,5%).
3.3 EVOLUÇÃO DA RNT E DAS INTERLIGAÇÕES
3.3.1 PRINCÍPIOS E OBJECTIVOS DOS PLANOS DE DESENVOLVIMENTO DA REDE
O planeamento da RNT rege-se por princípios e regras de segurança e de qualidade de serviço de
abastecimento dos clientes que resultam da própria natureza da concessão em regime de serviço público e
de exclusividade. Algumas destas regras constam do RARI, encontrando-se especificadas com mais
pormenor nos “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” publicados no capítulo 9.º da Portaria
n.º 596/2010, de 30 de Julho.
O desenvolvimento da RNT observa também as orientações de política energética nacional, tendo em
conta a informação recolhida dos pedidos de ligação à rede formulados pelos utilizadores da RNT
(produtores e consumidores), de modo a propiciar as estratégias de investimento mais eficientes para a
articulação entre a oferta e a procura de electricidade, assegurando ainda a estabilidade do sistema e
mantendo um nível de capacidade de interligação com Espanha que permita gamas de troca de energia
entre os dois sistemas ibéricos que suportem o desenvolvimento do Mercado Ibérico de Electricidade
(MIBEL), contribuindo para a implementação do Mercado Europeu de Energia e integração de renováveis.
Em cumprimento da legislação em vigor, em Março de 2013 a REN apresentou à DGEG a proposta de PDIRT
2014-2023, a qual, após as diversas etapas previstas na lei, designadamente a sua apresentação em sede
de consulta pública em iniciada, já em Fevereiro de 2014, foi revista e submetida a sua apreciação pelo
concedente.
8 Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico – Documento aprovado em Dezembro de 2007 pelo INAG e
DGEG, visando impor um forte impulso ao aproveitamento do potencial hidroeléctrico ainda por explorar, de modo a atingir
cerca de 70% em 2020.
8 Trajectória “Base” Conclusões
3.3.2 CAPACIDADES DE RECEPÇÃO DAS REDES PLANEADAS DO PDIRT
A Figura 5 permite dar uma indicação das zonas (e montantes) onde se prevê que a RNT apresente
capacidade de recepção adicional até 2023, para além daquela que se encontrava atribuída9 em Dezembro
de 2013. De referir que os valores apresentados são de carácter indicativo, na medida em que se
encontram fortemente dependentes da realização dos projectos da RNT e da evolução efectiva do parque
electroprodutor.
9 No valor da potência atribuída pela DGEG, já se encontra contabilizada a relativa aos centros electroprodutores actualmente
ligados à rede.
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 9
FIGURA 5 - CAPACIDADE DE RECEPÇÃO DA RNT NO HORIZONTE 2023, TENDO EM CONTA O DESENVOLVIMENTO DA REDE CONSIDERADO NA
PROPOSTA DE PDIRT2014-2023
10 Trajectória “Base” Conclusões
3.3.3 LIMITAÇÃO DE CONCENTRAÇÃO DE GERAÇÃO POR QUESTÕES DE ESTABILIDADE E SEGURANÇA DO SISTEMA
A distribuição da nova geração PRE e PRO ao longo do território submete a RNT a grandes variações de
fluxos entre áreas, nomeadamente entre as zonas norte e sul do país, uma vez que grande parte do
potencial hídrico e eólico se encontra na região interior norte, e a maioria do parque produtor térmico se
localiza na região centro/sul. A agravar esta situação, regista-se o facto de a maior parte do consumo
nacional se encontrar maioritariamente concentrado na região litoral do país, em particular na faixa
costeira entre Setúbal e Braga, englobando a grande Lisboa e o grande Porto, e também na região do
Algarve.
A análise dos trânsitos na RNT permitiu identificar a zona sul (Alentejo e Algarve) como a menos vantajosa
para a instalação de nova geração térmica PRO, em caso de coexistência simultânea em Sines da actual
central a carvão, de eventual nova central de ciclo combinado a gás natural e da produção correspondente
à reserva de 800 MW definida na legislação10 (total de aproximadamente 3 000 MW). No entanto, caso a
instalação das novas centrais térmicas previstas não se concretize até à desclassificação das existentes
(tal como assumido na trajectória “Base”), a região a sul do Tejo, nomeadamente na faixa litoral revelar-
se-á favorável para a instalação de nova geração.
Em eventuais casos de elevadas concentrações de potência nos mesmos nós de rede, ou em nós
directamente conexos com insuficientes ligações para o estabelecimento de alternativas de escoamento,
importa prevenir, nomeadamente através de estudos adicionais, potenciais situações mais gravosas que
possam ocorrer na sequência de defeitos na RNT, as quais podendo conduzir a disparos de geração
superiores a 2 000 MW, coloquem em risco a segurança e a estabilidade geral do sistema11.
Em relação ao interior norte, o factor que contribui decisivamente para tornar desvantajosa a ligação
adicional de produtores PRO térmicos nesta zona reside no elevado potencial renovável existente e que
ainda pode ser aproveitado, com benefícios ambientais e económicos para o SEN e pelo facto de se tratar,
presentemente, de uma região onde a geração excede em larga escala o consumo.
Por outro lado, as regiões mais favoráveis para a ligação de nova produção de base adicional são as áreas
na faixa litoral a sul do grande Porto até à zona de Setúbal, uma vez que são as localizações que permitem
reduzir a volatilidade dos trânsitos na RNT, maximizando a estabilidade do sistema, e que, ao mesmo
tempo, contribuem para a minimização de perdas no transporte de electricidade, isto no pressuposto de
que se encontra disponível produção de base térmica a sul de Setúbal. Caso a instalação das novas
centrais térmicas previstas para Sines não se concretize até à desclassificação das existentes, então
também a zona de Sines pode revelar-se favorável para a instalação de nova produção térmica de base.
3.3.4 CAPACIDADE COMERCIAL DE INTERLIGAÇÃO COM ESPANHA
A capacidade comercial de interligação com Espanha (NTC) define-se como a capacidade livre para
transacções comerciais de energia eléctrica entre Portugal e Espanha. De acordo com o estipulado pela
10 N.º 2-c) do Art.º 6.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de Agosto, na sua actual redacção, e Portaria n.º 1074/06,
de 3 de Outubro.
11 N.º 9.3.3.1 do Cap.9, Padrões de segurança para planeamento da RNT, do Regulamento da Rede de Transporte
(Portaria n.º 596/2010, de 30 de Julho).
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 11
ENTSO-E, a NTC representa o valor mínimo mais provável de capacidade livre garantido para trocas
comerciais, imposto por restrições das redes de transporte.
A determinação da NTC é efectuada de acordo com pressupostos de cenarização do funcionamento da
rede em ambiente de mercado, tendo presente as condições de aceitabilidade e segurança de operação do
sistema ibérico interligado em situações de contingência conforme os critérios previamente estabelecidos.
Evolução verificada nos últimos anos
O livre funcionamento do MIBEL pressupõe a existência de capacidade de rede que permita trocas de
energia eléctrica, quer no sentido Portugal → Espanha quer no sentido Espanha → Portugal, com um
número reduzido de situações de congestionamentos de rede. Nesse sentido, a REN, em conjunto com a
REE, tem vindo a desenvolver um conjunto de acções de planeamento e reforço de rede, com o objectivo
de incrementar os valores da capacidade técnica de interligação disponível para o mercado.
Os diversos reforços implementados têm permitido o incremento progressivo da capacidade de
interligação disponibilizada para o mercado diário verificado desde o ano de 2004, como se ilustra na
Figura 6.
FIGURA 6 - CAPACIDADE COMERCIAL DE INTERLIGAÇÃO PORTUGAL – ESPANHA VERIFICADA NOS ANOS DE 2004, 2008, 2011 E 2013
CAPACIDADE COMERCIAL DE EXPORTAÇÃO [MW] (SENTIDO PORT->ESP)
CAPACIDADE COMERCIAL DE IMPORTAÇÃO [MW] (SENTIDO ESP->PORT)
No entanto, saliente-se que o valor de NTC nem sempre resulta de restrições de rede, mas também de
outras condições, quer de limitações dos parques electroprodutores português e/ou espanhol, quer do
valor de consumo disponível para ser abastecido em mercado12.
Constata-se que em 2013 os valores registados de NTC se encontram, em cerca de 80% do tempo, acima
dos 1 500 MW, o que representa um aumento significativo relativamente ao verificado, quer em 2004,
quer em 2008. Actualmente, valores de NTC inferiores a 1 000 MW ficam a dever-se, na quase totalidade
das situações, a condições de mercado e/ou produção, em particular devido à necessidade de manter
alguns grupos síncronos no mínimo técnico para garantir a reserva do sistema, nomeadamente nos
períodos de carga reduzida e elevada produção PRE.
12 Entende-se por valor de consumo para abastecimento em mercado, o montante de carga que pode ser abastecido
em mercado após a colocação da produção dos centros electroprodutores que, de acordo com a legislação em vigor,
têm prioridade.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
< 1000 [1000-1500[ [1500-2000[ >=2000
2004 2008
2011 2013
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
< 1000 [1000-1500[ [1500-2000[ >=2000
2004 2008
2011 2013
12 Trajectória “Base” Conclusões
Perspectivas de evolução a médio e longo prazo
A REN e a REE têm em desenvolvimento um conjunto de projectos de investimento que possibilitarão
ultrapassar as restrições de rede ainda existentes e alcançar, a partir de 2016, valores de capacidade de
interligação na ordem dos 3 000 MW. Na Tabela 1 apresenta-se a evolução esperada dos valores de NTC
para os horizontes em análise neste relatório.
TABELA 1 – PREVISÃO DOS VALORES MÍNIMOS(a)
INDICATIVOS DA CAPACIDADE COMERCIAL DE INTERLIGAÇÃO
(LIMITAÇÕES PREVISIONAIS SÓ DE REDE)
Ano n
Portugal → Espanha [MW]
Espanha → Portugal [MW]
Verão Inverno Verão Inverno
Ano n Final ano n /
Início Ano n+1 Ano n
Final ano n / Início Ano n+1
2014 2800(b) 2800(b) 2200(b) 2200(b)
2016 3000(c) 3000(c) 3000(c) 3000(c)
2018 3000 3000 3000 3000
2020 3200 3200 3200 3200
2025 3200 3200 3200 3200
Notas: (a) Valores mínimos mais prováveis estimados através de simulação de cenários
representativos da rede. Na prática, em situações de défice de geração para abastecimento do consumo interno de cada sistema, ou de indisponibilidades relevantes de elementos de rede, estes valores podem vir a ser inferiores.
(b) Com a concretização da futura linha de interligação Algarve – Andaluzia. (c) Após a concretização da futura linha de interligação Minho - Galiza.
A entrada em serviço da nova linha de interligação a 400 kV Algarve (Tavira) – Andaluzia (P. Guzman)
promoveu um novo acréscimo na capacidade de interligação, nomeadamente no sentido
Portugal → Espanha.
No médio prazo, 2016, estima-se um aumento significativo na capacidade de interligação, em particular
no sentido Espanha → Portugal, com a colocação em serviço da nova linha de interligação a 400 kV a
norte, entre as regiões do Minho (V. Castelo) e da Galiza (Fontefria).
A concretização da referida linha de interligação a 400 kV, bem como de alguns reforços previstos internos
das redes, permitirão atingir-se o objectivo a que as Administrações Portuguesa e Espanhola se
propuseram, em Cimeira Ibérica, no âmbito da criação do MIBEL, de 3 000 MW de capacidade de comercial
de interligação em ambos os sentidos.
De referir contudo que, na operação diária da RNT, poderão vir a ocorrer reduções em relação aos valores
apresentados, em períodos limitados no tempo, devido a indisponibilidades de elementos de rede, assim
como de limitações associadas a condições de menor disponibilidade do parque electroprodutor português
e/ou espanhol, ou ainda de elevada produção renovável em períodos de menor consumo.
3.3.5 PRINCIPAIS ALTERAÇÕES AO DESENVOLVIMENTO DA REDE ANTERIORMENTE PREVISTO
No que ao impacto sobre o desenvolvimento da rede diz respeito, as alterações mais significativas
registadas no presente documento, face ao anterior, situam-se ao nível da oferta, assumindo particular
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 13
relevância o facto de as novas centrais de ciclo combinado a gás natural anteriormente previstas para
2017, ano considerado para efeitos de simulação para a desclassificação da actual central de Sines a
carvão, não se antevêem agora até 2030.
A desclassificação da actual central de Sines a carvão concomitantemente com a não realização, até 2017,
da nova central de ciclo combinado a gás natural, anteriormente prevista para a zona de Sines, conduz a
que a zona sul da rede fique, a partir desse ano, sem qualquer central térmica de base, o que em
determinadas situações de operação da RNT pode conduzir a fragilidades ou mesmo situações em que se
torne impossível assegurar a segurança do seu funcionamento dentro dos padrões de segurança
estabelecidos regulamentarmente.
Para ultrapassar estas restrições, será necessário, até este horizonte temporal, implementar na RNT um
conjunto de reforços, já identificados, a maior parte dos quais já se encontrava previsto em PDIRT embora
para horizontes posteriores. Deste conjunto, destacam-se, pela sua relevância, o fecho do eixo a 400 kV
Falagueira – Estremoz – Divor – Pegões (eixo fundamental de desenvolvimento estratégico da RNT com
vista à sua segurança interna, em particular em cenários de menor produção a Sul) e o estabelecimento da
ligação, também a 400 kV, Rio Maior - ‘zona de Almargem do Bispo’ - Fanhões.
Por outro lado, ainda relativamente à oferta, verifica-se um adiamento nas datas de entrada em serviço
de vários aproveitamentos hidroeléctricos, nomeadamente Girabolhos/Bogeira e os da cascata do Tâmega.
Estes adiamentos irão traduzir-se na recalendarização, face às datas consideradas na proposta de PDIRT
2014-2023, de diversos reforços da RNT necessários à integração deste conjunto de aproveitamentos, de
que se destaca a ligação Penela-Seia e o eixo Vieira do Minho – Ribeira de Pena – Fridão – Feira, ambos a
400 kV.
Não obstante, salienta-se que no conjunto da informação trocada com os promotores, são acordados os
prazos a ter em conta para a finalização da construção dos elementos de ligação, para que haja condições
para a disponibilização atempada de tensão para testes e ensaios dos equipamentos dos centros
electroprodutores, os quais antecedem a entrada em serviço propriamente dita das instalações de
produção. Normalmente, a necessidade de tensão para ensaios antecede um intervalo de tempo que se
situa entre 6 meses a 1 ano antes da entrada em serviço industrial das instalações de produção, período
este que deve ser tido em consideração nas datas-objectivo de finalização de projectos da RNT para
ligação de novos centros electroprodutores.
No que diz respeito à procura, a sua variação, tanto no sentido do aumento como da redução das suas
taxas de crescimento, traduz-se, fundamentalmente, em alterações às datas de entrada em serviço de
novos transformadores MAT/AT ou painéis em AT para reforço da capacidade de entrega à Rede Nacional
de Distribuição (RND), reforço este ajustado em articulação permanente com o operador da RND.
De salientar neste particular que, para efeitos da previsão de evolução dos consumos na RNT, para além
da previsão global a nível nacional, é também tida em consideração informação disponibilizada pelo
operador da Rede de Distribuição (ORD), contendo o detalhe dos valores de cargas das suas subestações de
distribuição servidas por cada ponto de entrega da RNT e a sua evolução, para além dos desenvolvimentos
previstos da RND. Da conjugação desta informação resulta que, embora globalmente a um nível nacional
se possa observar uma tendência de evolução dos consumos num determinado sentido, seja de
14 Trajectória “Base” Conclusões
crescimento seja de decrescimento, a nível local essa evolução tem um carácter heterogéneo fruto das
dinâmicas locais próprias.
De referir ainda que, subsistindo ainda na fronteira RND-RNT pontos de entrega cuja singular falha pode
conduzir a interrupções prolongadas de consumos, dada a insuficiente capacidade de recurso através das
redes da RND para suprir essa falha, ambos os operadores, da RNT e da RND, dentro das suas
competências e responsabilidades, encontram-se a desenvolver estudos selectivos de forma conjunta e no
exercício de planeamento das redes, para encontrar as melhores soluções que obviem e ultrapassem essas
limitações.
Cumulativamente, ainda a uma escala local, por ponto de entrega e para efeitos de verificação da
adequação da potência de transformação instalada em cada subestação para satisfação dos respectivos
consumos, deve-se assegurar que a RNT não impõe restrições à resposta ao seu abastecimento, em
conformidade com os padrões de segurança estabelecidos nos regulamentos, mesmo nos casos em que a
produção embebida ligada em AT ou nível de tensão inferior se encontra indisponível, o que ocorre com
grande frequência e em períodos longos durante o ano, dado o carácter intermitente das fontes de energia
a que recorrem estas centrais. A título de exemplo, ilustra-se na Figura 7 e na Figura 8 o ocorrido em 2013
nas subestações de Chafariz (com eólica e hídrica) e Portimão (basicamente apenas com eólica),
respectivamente. Acrescente-se ainda, que relativamente à eólica, em média, a nível local em 2013
ocorreram, valores de produção inferiores a 10% da potência instalada na zona de influência dos
respectivos pontos de entrega, durante cerca de 30% do tempo.
FIGURA 7 – SUBESTAÇÃO DE CHAFARIZ (60 KV): COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃO EMBEBIDA - 2013
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 15
FIGURA 8 – SUBESTAÇÃO DE PORTIMÃO (60 KV): COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃO EMBEBIDA - 2013
4. EXPLORAÇÃO DO SISTEMA
4.1 SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO
4.1.1 GARANTIA DE ABASTECIMENTO
A monitorização da segurança de abastecimento do SEN visa o acompanhamento da evolução do sistema
electroprodutor e a identificação de eventuais situações críticas em que não sejam respeitados os critérios
mínimos estabelecidos pela DGEG.
Na ocorrência de eventuais situações de incumprimento, isto é, em que os indicadores probabilísticos
observados não satisfazem os mínimos estabelecidos, procede-se à quantificação da capacidade de
produção necessária para fazer face a essas falhas.
BALANÇO DE CAPACIDADE
Na Figura 9 são apresentados os balanços de capacidade com NTC13 para a ponta anual14 (Janeiro) e para a
ponta de Verão14 (Julho), que correspondem aos períodos mais exigentes, quer no que respeita à procura a
13 Para efeitos das simulações em ambiente MIBEL realizadas com o modelo VALORAGUA é considerada uma redução de 20% dos
valores da NTC.
14 Pontas de consumos para condições standard de temperatura (ver Anexo III).
16 Trajectória “Base” Conclusões
abastecer, quer no que respeita à necessidade de reserva de capacidade para fazer face à
indisponibilidade de recursos do lado da oferta.
Ao longo do período estudado, os balanços de capacidade apontam para uma capacidade de oferta
(potência instalada + NTC) sempre superior a 236% da ponta de consumos em condições normais.
Considerando apenas a capacidade instalada líquida de produção, este rácio apresenta um valor mínimo
de 210% (em Janeiro de 2015).
No período de ponta de Verão, os níveis de capacidade remanescente são superiores aos da ponta anual
sobretudo devido ao menor valor absoluto da ponta de consumos a abastecer (cerca de 82% da ponta de
Inverno).
FIGURA 9 – BALANÇOS DE CAPACIDADE: TRAJECTÓRIA “BASE”
Ponta Anual dos consumos (Janeiro)
Ponta dos consumos de Verão (Julho)
Ao longo do período 2015-2030, a estrutura da capacidade de oferta apresenta uma alteração significativa,
como se pode constatar na Figura 10.
• O incremento da contribuição da componente PRE em cerca de 12% (aumento da quota de
41% para 46%) o que denota um decréscimo equivalente da componente PRO;
• O aumento da contribuição da componente hidroeléctrica da PRO em cerca de 40% (quota
aumenta de 29% para 41%); e
• A redução significativa da contribuição da capacidade térmica de base (térmica PRO) que, a
partir de 2025, decresce para valores inferiores a 15% (em 2015 representa cerca de 1/3 da
capacidade).
20.5 21.222.3
21.3 21.522.6 22.9 23.7 23.9 24.0 23.2
24.6
18.319.4 19.9
18.9 19.120.2 20.3 21.1 21.3 21.5 20.6
22.1
8.7 8.7 8.7 8.8 8.9 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 10.1
0
4
8
12
16
20
24
28
32
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
GW
Potência Instalada Líquida + NTC
Potência Instalada Líquida
Ponta
21.022.0 22.5
21.5 21.722.9 23.1 23.9 24.0 24.2 23.4
24.8
19.2 19.6 20.119.1 19.3
20.3 20.5 21.3 21.5 21.6 20.822.3
7.2 7.1 7.2 7.2 7.3 7.3 7.4 7.5 7.5 7.6 7.7 8.3
0
4
8
12
16
20
24
28
32
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
GW
Potência Instalada Líquida + NTC
Potência Instalada Líquida
Ponta
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 17
FIGURA 10 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DA OFERTA: TRAJECTÓRIA “BASE”
ÍNDICE DE COBERTURA
Na Figura 11 é apresentada a evolução do ICP (Índice de Cobertura probabilístico da Ponta) nos períodos
de ponta anual até 2024. O valor mais elevado do ICP (1,23) ocorre em 2017, para uma probabilidade de
excedência de 99%, evolui para um mínimo de 1,10 em 2018, consequência da desclassificação da central
de Sines.
FIGURA 11 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO NA PONTA ANUAL (JANEIRO): TRAJECTÓRIA “BASE”
A partir de 2025, em consequência da desclassificação da central a ciclo combinado da Tapada do Outeiro
(Turbogás), o ICP nos períodos de ponta anual para uma probabilidade de excedência de 99% é inferior a
1,0, conduzindo à necessidade de incorporação no sistema de nova capacidade térmica de base.
Não obstante a elevada proporção de capacidade instalada líquida face à ponta de consumos identificada
através dos balanços de capacidade, a componente térmica prevista a partir de 2025 mostra-se
insuficiente para superar a eventual escassez de energia primária hidroeléctrica associada à ocorrência de
regimes secos e à variabilidade da componente eólica e solar. Nestas condições, para garantir o
cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento na vertente Adequacy, em 2025, será
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
PRO - Térmica
PRO - Hídrica
Outra PRE
PRE - Solar
PRE - Eólica
1,19
1,27
1,31
1,16 1,17
1,261,24
1,191,18
1,16
1,12
1,20
1,23
1,10 1,10
1,171,16
1,141,13
1,10
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,40
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
IC 95% IC 99%
Necessidade de incorporação de nova capacidade
para cumprimentodos critérios de
segurança de abastecimento
18 Trajectória “Base” Conclusões
necessário instalar 1 novo grupo da gama dos 450 MW, de ciclo combinado a gás natural ou de carvão
pulverizado15. Face ao aumento dos consumos previsto para o quinquénio seguinte, identificou-se a
necessidade de 1 grupo adicional (a gás ou carvão) até 2030.
NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL
A penetração das componentes intermitentes da produção associada à evolução da PRE nesta trajectória
determina um progressivo aumento das necessidades de reserva operacional (apresentadas na Figura 12).
FIGURA 12 - NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL VS RESERVA SECUNDÁRIA E RESERVA TERCIÁRIA INSTALADA: TRAJECTÓRIA “BASE”
A partir de 2020, os excedentes de reserva secundária e de reserva terciária rapidamente mobilizável
(resultantes da nova capacidade hídrica instalada em grandes albufeiras assumida nesta trajectória) face
às necessidades de reserva operacional traduzem-se em valores de LOLE por insuficiência de reserva
operacional praticamente nulos que permanecem até 2024.
A partir de 2025, apesar das necessidades de reforço de capacidade térmica de base identificadas através
do ICP (com impactes ao nível da perda de carga associada à componente Adequacy), perspectiva-se que a
perda de carga por insuficiência de reserva operacional se mantenha em níveis muito baixos, próximos de
zero.
INDICADORES SOBRE FALHA DE ABASTECIMENTO
Na Figura 13 é apresentada a evolução do indicador LOLE, em base mensal e anual, e quantificada a EENS
(Expected Energy Not Supplied) anual. Entre 2015 e 2024, o LOLE decresce de 0,5 h/ano para 0 h/ano.
Mesmo na situação menos favorável (estádio 2015), a EENS não excede 0,0002% da procura anual.
15 Em 2025, assume-se que não estão ainda disponível comercialmente sistemas de captura de CO2 e das respectivas infra-
estruturas de transporte e armazenamento, o que se prevê para 2030, permitindo que os grupos de carvão pulverizado instalados
em 2025, da gama dos 600 MW possam ser convertidos para “carvão limpo”. Esta conversão acarreta uma redução da potência
líquida unitária de 600 MW para 450 MW.
0
1500
3000
4500
6000
7500
9000
0
1
2
3
4
5
6
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
MWLOLE (h/ano)
Reserva Secundária (MW) Reserva Terciária Instalada* (MW)
LOLE Operational Necessidades de Res.Oper (Valor Máximo) (MW)
* Albufeiras e 10% da capacidade de interligação
Necessidade de incorporação de nova capacidade
para cumprimentodos critérios de
segurança de abastecimento
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 19
FIGURA 13 – EVOLUÇÃO DO LOLE E EENS: TRAJECTÓRIA “BASE”
Com uma configuração do sistema electroprodutor que incorpore, a partir de 2025, os reforços de
capacidade térmica, a gás ou carvão, identificados para além da evolução expectável do sistema
electroprodutor, perspectiva-se que as condições de segurança de abastecimento sejam mantidas em
níveis correspondentes a valores de LOLE que respeitam os critérios definidos (≤ 5 h/ano).
4.1.2 ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS E DA PRODUÇÃO
A estrutura do abastecimento dos consumos nacionais na média dos regimes hidrológicos está representada
na Figura 14. A partir de 2025, são consideradas duas hipóteses de evolução do sistema electroprodutor,
decorrentes da entrada em serviço de novos grupos a gás ou a carvão, tal como identificados na secção
4.1.1.
Entre 2015 e 2017, a componente termoeléctrica convencional (carvão e gás natural) apresenta uma
contribuição média de aproximadamente 33,5%, que decresce progressivamente até um valor
compreendido entre 21% e 23%, dependendo do combustível que servir de base ao reforço em novas
centrais térmicas.
Com a desclassificação das centrais a carvão de Sines (no final de 2017) e do Pego (no final de 2021), na
hipótese dos eventuais reforços de capacidade terem por base grupos de ciclo combinado, o sistema
electroprodutor português ficará totalmente dependente de uma única fonte de energia fóssil – o gás
natural.
O peso da componente renovável cresce de 54% para 57%, no período 2015 a 2030, para o que as
componentes da eólica e da grande hídrica contribuem em mais de 80%.
O saldo importador evolui de cerca de 1% dos consumos em 2015 para um valor compreendido entre 8,5% e
11% em 2030 (com reforço de capacidade a carvão ou gás, respectivamente).
LOLE (h/ano) 0,52 0,09 0,08 0,14 0,16 0,02 0,03 0,00 0,00 0,00
EENS (MWh/ano) 74 12 11 20 23 3 4 0 0 0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
LOLE (h)
LOLE (h/mês)
LOLE (h/ano)Necessidade de incorporação de nova capacidade
para cumprimentodos critérios de
segurança de abastecimento
20 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 14 – ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS NA MÉDIA DOS REGIMES: TRAJECTÓRIA “BASE”
A produção hidroeléctrica em regime seco e em regime húmido corresponde a cerca de 45% e 175% da
produção na média dos regimes, respectivamente. A variabilidade da produção hídrica é geralmente
compensada com produção em centrais de ciclo combinado a gás natural e importação (Figura 15).
Carvão8,7%
Gás Natural18,7%
Hídrica25,6%
Eólica21,7%
Outra Renovável10,1%
Outra não Renovável11,1%
Importação4,1%
2020
Carvão24,8%
Gás Natural8,0%
Hídrica25,0%
Eólica21,6%
Outra Renovável8,6%
Outra não Renovável11,3% Importação
0,7%
2017
Carvão25,3%
Gás Natural9,0%
Hídrica24,4%
Eólica21,3%
Outra Renovável7,8%
Outra não Renovável11,3% Importação
0,9%
2015
Gás Natural24,2%
Hídrica25,5%
Eólica21,4%
Outra Renovável10,6%
Outra não Renovável13,7%
Importação7,0%
2025
Gás Natural20,7%
Hídrica24,1%
Eólica21,9%
Outra Renovável10,9%
Outra não Renovável11,3%
Importação11,1%
2030
Carvão10,8%
Gás Natural12,5%
Hídrica24,2%Eólica
21,9%
Outra Renovável10,9%
Outra não Renovável11,3%
Importação8,4%
2030
Carvão8,4%
Gás Natural17,6%
Hídrica25,5%
Eólica21,4%
Outra Renovável10,6%
Outra não Renovável13,7%
Importação5,2%
2025
Nova térmica de base
a Gás
Nova térmica de base
a Carvão
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 21
FIGURA 15 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: TRAJECTÓRIA “BASE”
4.1.3 LOCALIZAÇÃO DE NOVA PRODUÇÃO NA RNT
Conforme relatado em 3.3.5, de acordo com a trajectória “Base”, a partir de 2017, após a desclassificação
da actual central a carvão de Sines, deixará de existir no sistema qualquer central térmica de base na
zona sul, o que colocará dificuldades e restrições acentuadas à operação da rede que, dependendo dos
regimes de funcionamento, poderão colocar em causa a própria garantia de continuidade de serviço.
Também como referido, a antecipação de alguns dos projectos de reforço da RNT permitirá dar resposta
adequada a estas condições. Não obstante, nesse cenário, do ponto de vista da estrutura e segurança da
RNT, na perspectiva da adequação da distribuição do parque electroprodutor, a zona de Sines, ou da
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
700002015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
GWhMédia dos Regimes
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
GWhMédia dos Regimes
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
GWhRegime Seco de Referência
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
GWhRegime Seco de Referência
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
GWhRegime Húmido de Referência
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
GWhRegime Húmido de Referência
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
22 Trajectória “Base” Conclusões
península de Setúbal, afiguram-se como das mais favoráveis para a eventual construção de uma nova
central de base, tendo como pressuposto, como referido, a desclassificação da actual central a carvão de
Sines.
4.2 PROTECÇÃO DO AMBIENTE
4.2.1 QUOTA DAS RENOVÁVEIS
Na trajectória BASE, a evolução prevista da PRE e da PRO hídrica conduz até 2020 a uma quota crescente
de produção renovável no consumo bruto de electricidade que atinge 57,6%. Este valor está compreendido
entre 56,5% e 59,2%, dependendo da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica mais
adversa (correspondente à envolvente mínima das médias móveis de 15 anos) ou de uma condição
hidrológica mais favorável (definida pela envolvente máxima das médias móveis de 15 anos). No horizonte
2030, apesar de um ligeiro decréscimo, a quota esperada é superior a 55,5% (compreendida entre 53,7% e
58,1%).
FIGURA 16 – CONTRIBUIÇÃO DA PRODUÇÃO RENOVÁVEL PARA O ABASTECIMENTO DO CONSUMO BRUTO DE ELECTRICIDADE:
TRAJECTÓRIA “BASE”
A contabilização da contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto de
electricidade16 foi desenvolvida de acordo com o Decreto-Lei n.º 141/2010 revisto e republicado pelo
Decreto-Lei n.º 39/2013, que transpôs parcialmente a Directiva 2009/28/CE relativa à promoção da
utilização de energia proveniente de fontes renováveis.
Na contabilização da electricidade gerada a partir da energia hídrica considerou-se um factor de utilização
médio da potência instalada calculado com base num período de 15 anos, composto pelo ano de
referência (ex: 2020) e pelos 14 anos anteriores (ex: 2006-2019). Este cálculo excluiu a produção de
electricidade resultante da água armazenada por recurso a bombagem.
16 Consumo bruto de electricidade: definido como a produção total doméstica de electricidade, mais importações menos exportações
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2015 2020 2025 2030
%TWh
Banda de variação dependente da hidrologia Produção Renovável (TWh)
Consumo Bruto (TWh) Quota de produção renovável - ano médio
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 23
Da mesma forma, também no caso da energia eólica conforme previsto no Decreto-Lei 141/2010,
procedeu-se à normalização da electricidade gerada a partir desta fonte renovável. Nessa contabilização,
consideraram-se os 4 anos que antecedem o ano de referência.
Nesta trajectória, os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos consumos de
electricidade enquadram-se dentro das estimativas publicadas no PNAER 202017 (49,6% no cenário de
referência e 59,6% no cenário de eficiência energética adicional).
4.2.2 RISCO DE PERDA DE PRODUÇÃO RENOVÁVEL
Uma correcta gestão de um sistema eléctrico implica o constante equilíbrio entre a oferta e a procura.
Quando há excesso de produção face à procura, o Gestor de Sistema dispõe de um mecanismo de ajuste
(mercado de serviços de sistema) em que os produtores podem ser mobilizados para descer carga nos grupos
ou proceder à bombagem nas centrais hidroeléctricas reversíveis, reduzindo assim a oferta de energia e
conduzindo ao restabelecimento do equilíbrio. Em casos extremos, depois de mobilizada toda a reserva para
descer disponível poderá mesmo ser necessário recorrer à suspensão das entregas por parte de algumas
centrais que utilizam fontes de energia renováveis não controláveis, induzindo, portanto, o seu
desaproveitamento.
Na Tabela 2 são indicados os resultados da análise efectuada ao excesso de produção renovável em períodos
de vazio para a série de 40 condições hidrológicas e para os estádios 2015, 2020, 2025 e 2030 com e sem a
capacidade em bombagem hidroeléctrica prevista.
TABELA 2 – EXCESSO DE PRODUÇÃO EM PERÍODOS DE VAZIO: TRAJECTÓRIA “BASE”
Nos estádios analisados, o acréscimo progressivo da capacidade instalada em aproveitamentos
hidroeléctricos reversíveis permite reduzir as perdas de produção para valores mínimos (inferiores a 75 GWh)
e com uma probabilidade de ocorrência inferior a 2,5% dos períodos de vazio (em 2015).
Em 2020 (Figura 17), a probabilidade de ocorrerem situações de excesso de produção nos períodos de vazio
sem a contribuição dos aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis é de cerca de 12%, atingindo-se uma
potência máxima em excesso de cerca de 8 250 MW e um valor esperado para a energia desaproveitada de
490 GWh. Considerando a totalidade da potência instalada em aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis
expectável para esse estádio (3 292 MW), a probabilidade de ocorrerem situações de desaproveitamento de
fontes de energia renováveis poderá ser reduzida até 1,5%.
17 Resolução do Conselho de Ministros n.º 20/2013, de 10 de Abril – Anexo I – Parte II, “Estratégias para as Energias Renováveis –
PNAER 2020”
Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb.
Bombagem (MW) 1465 - 3292 - 4172 - 4727 -
ESTÁDIO
Potência máxima em excesso de Produção 5522,7 6987,2 4955,0 8247,0 5440,7 9612,7 5171,7 9898,7
Energia desaproveitada (GWh) 71,1 343,0 33,6 491,3 29,3 532,9 16,5 525,7
Prob. de ocorrência de excesso de Produção 2,5% 10,0% 1,5% 12,0% 1,0% 12,5% 1,0% 12,0%
2015 2020 2025 2030
24 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 17 – EXCESSO DE PRODUÇÃO NOS PERÍODOS DE VAZIO DE 2020 – PROBABILIDADE DE SER SUPERADO: TRAJECTÓRIA “BASE”
4.2.3 EMISSÕES DE CO2
Entre 2015 e 2017, as emissões totais anuais de CO2 ascendem a cerca de 13 Mt na média dos regimes
hidrológicos. Com a desclassificação da central de Sines a carvão (no final de 2017) prevê-se um
decréscimo desse valor em 5,5 Mt e, posteriormente, em 2,5 Mt,com a desclassificação da central do Pego
a carvão (no final de 2021).
A partir de 2025, dependendo da tecnologia que vier a ser adoptada para reforço da capacidade de base
do sistema electroprodutor, as emissões totais anuais das centrais termoeléctricas poderão diminuir até
4,1 Mt, na hipótese de reforço com grupos de ciclo combinado a gás natural, ou até 3 Mt, case se opte
pelo carvão, em que se assume grupos equipados com CCS em 2030. Na segunda hipótese, nova
capacidade a carvão, é expectável que as emissões aumentem temporariamente até um valor total de
6,2 Mt (entre 2025 e 2029), enquanto não for possível o retrofitting dos grupos a carvão com CCS e os
investimentos em outras infra-estruturas subjacentes.
FIGURA 18 – EMISSÕES DE CO2 DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS: TRAJECTÓRIA “BASE”
-8000
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
MW
Ano - Base (4º+5ºPH) - EOLICA 2003 2004 2005
Prob. perda energia renovável Potência disponível em bombagem
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
Mt Média dos Regimes
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
Mt Emissões de CO2 (Mt) a Gás a Carvão
Nova térmica de base
-8000
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
MW
Ano - Base (4º+5ºPH) - EOLICA 2003 2004 2005
Prob. perda energia renovável Potência disponível em bombagem
10% 20%
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 25
FIGURA 19 – FACTOR DE EMISSÃO MÉDIO DE CO2 DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR: TRAJECTÓRIA “BASE”
No período em análise, a diminuição das emissões totais de CO2 traduz-se numa significativa redução do
factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor que, na média dos regimes hidrológicos,
deverá evoluir de 265 g/kWhe, em 2015, para um valor compreendido entre 60-80 g/kWhe, em 2030.
4.3 COMPETITIVIDADE
4.3.1 CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS
Carvão
Até 2030, a capacidade portuária de descarga de carvão do terminal de Sines (situada actualmente em
cerca de 5,5 Mt anuais) é suficiente para garantir o abastecimento das centrais existentes.
A desclassificação da central de Sines (1180 MW no final de 2017) conduzirá a uma redução substancial do
consumo total de carvão para cerca de 1,8 Mt. Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a
carvão a partir de 2025, o consumo de carvão não excede 2,6 Mt (em regime seco).
Gás Natural
No horizonte 2030, os consumos anuais de gás natural das centrais de ciclo combinado não ultrapassam
2 300 Mm3N, na média dos regimes, e 3 300 Mm3N, em regime seco, mesmo perante o eventual reforço de
capacidade do SEN com novos grupos a partir de 2025. Relativamente aos consumos de gás natural pelas
centrais de cogeração, estima-se um aumento de cerca de 1 700 Mm3N para 2 050 Mm3N, entre 2015 e
203018.
18 Considerando a conversão progressiva das actuais centrais de cogeração a fuelóleo por gás natural.
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
1,25
1,50
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
1990
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
IPHkg/kWhe
Factor de emissão médio de CO2 IPH
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
1,25
1,50
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,601990
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
IPHkg/kWhe
Factor de emissão médio de CO2 IPH
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
26 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 20 – CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS DA PRODUÇÃO TERMOELÉCTRICA: TRAJECTÓRIA “BASE”
4.3.2 UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS
Até ao final de 2017, antes da desclassificação da central de Sines, a utilização das centrais a carvão na
média dos regimes é de aproximadamente 93%, podendo oscilar de 73% a 100%, em função do regime
hidrológico. Entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego em serviço), estes valores aumentam
ligeiramente para 96% na média dos regimes, dentro de uma banda de 81%-100%.
Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a carvão, em 2025, sem dispor ainda de equipamentos
CCS, a utilização destes grupos aproxima-se da perspectivada para o período 2018-2021 (para a central do
Pego). Já em 2030, a perda de competitividade induzida pelo CCS conduz à redução da utilização na
média dos regimes (87,5%) e em regime húmido (68,2%).
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
ktCarvão
Média dos regimes Regime seco de referência
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
ktCarvão
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
Mm3N Gás Natural
Média dos regimes Regime seco de referência Cogeração
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
Mm3N Gás Natural
Média dos regimes Regime seco de referência Cogeração
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 27
Quanto à utilização das centrais de ciclo combinado a gás natural, tendo em consideração que são
fortemente condicionadas pelas centrais a carvão (sempre mais competitivas), verifica-se a ocorrência de
3 fases distintas até 2024:
entre 2015 e 2017 (antes da desclassificação de Sines), em que a utilização média é de cerca de
13,5%, podendo oscilar entre 4,5%-28%;
entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego a carvão em funcionamento), em que a
utilização média aumenta em cerca de 20 pp para 33% (numa banda de 16%-53%); e
entre 2022 a 2024 (sem centrais a carvão no sistema), quando são obtidos valores da ordem dos
45% (numa banda de 26%-66%).
O eventual reforço de capacidade do sistema baseado em CCGT após 2025 aponta para utilizações destas
centrais superiores a 40%. Pelo contrário, caso sejam integrados novos grupos a carvão, a utilização média
das centais existentes (no Pego, em Lares e no Ribatejo) decresce progressivamente para valores médios
de cerca de 30% em 2030.
FIGURA 21 – UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL: TRAJECTÓRIA “BASE”
4.3.3 UTILIZAÇÃO DA NTC
Entre 2014 e 2020, prevê-se que, dependendo do período do ano, a capacidade disponível para trocas
comerciais (NTC) evolua de um mínimo 2200 MW para 3200 MW.
A Figura 22 apresenta uma previsão estatística dos níveis de utilização da NTC entre Portugal e Espanha,
em períodos de ponta e de vazio para 2015 e 2020. Nestes estádios, a maior probabilidade de a NTC
disponível ser utilizada na totalidade nos períodos de ponta e de vazio ocorre no Inverno, não excedendo
10%.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
% Carvão
Média dos Regimes
Bandas de variação entre o Regime Seco e o Regime Húmido
Gás Natural
2024 2025 2030
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
28 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 22 – UTILIZAÇÃO DA NTC (PROBABILIDADE DE SER SUPERADA): TRAJECTÓRIA “BASE”
2015 2020
5. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA
A partir da trajectória “Base” foi efectuada uma análise de sensibilidade à evolução do sistema
electroprodutor nos estádios 2015, 2020, 2025 e 2030, na eventualidade de um crescimento da procura
mais elevado. Nesta sensibilidade, do lado da procura é assumida uma evolução dos consumos de
electricidade de acordo com o cenário Superior.
5.1 EVOLUÇÃO DO CONSUMO REFERIDO À PRODUÇÃO LÍQUIDA
Na Figura 23 é apresentado o cenário Superior de evolução do consumo de electricidade referido à
produção líquida que, à semelhança do cenário Central, também considera os efeitos das medidas de
eficiência energética e inclui o consumo dos veículos eléctricos.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Uti
lização d
a N
TC
Probabilidade de excedência
Períodos de Ponta
Verão Inverno
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Uti
lização d
a N
TC
Probabilidade de excedência
Períodos de Vazio
Verão Inverno
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Uti
lização d
a N
TC
Probabilidade de excedência
Períodos de Ponta
Verão Inverno
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Uti
lização d
a N
TC
Probabilidade de excedência
Períodos de Vazio
Verão Inverno
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 29
FIGURA 23 – EVOLUÇÃO DA PROCURA DE ELECTRICIDADE ATÉ 2030: CENÁRIO SUPERIOR
O cenário Superior representa um acréscimo de consumo de 2,2% em 2020 (+1 100 GWh) e 5,4% em 2030
(+3 080 GWh) face ao cenário Central.
5.2 SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO
BALANÇO DE CAPACIDADE
Ao longo do período estudado, perspectiva-se que a capacidade instalada líquida de produção seja sempre
superior a 208% da ponta de consumos em condições normais (situação menos favorável, em 2015), a que
corresponde um ligeiro decréscimo (-2 pp) face à trajectória “Base”, como pode ser observado na
Figura 24.
FIGURA 24 – PONTA AGRAVADA VS POTÊNCIA INSTALADA LÍQUIDA: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
Ponta Anual dos consumos (Janeiro)
Ponta dos consumos de Verão (Julho)
50595
49884
52198
50499
49060 4915349598 49750 49767
5028250793
5130151715
52404
53116
53856
54656
55497
56366
57314
58328
59371
60458
45000
47000
49000
51000
53000
55000
57000
59000
61000
63000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
GWh
Cenário Central Cenário Superior
18.319.4 19.9
18.9 19.120.2 20.3
21.1 21.3 21.520.6
22.1
8.8 8.8 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.5 9.6 9.810.6
8.7 8.7 8.7 8.8 8.9 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.410.1
0
4
8
12
16
20
24
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
GW
Potência Instalada Líquida
Ponta - SENS Procura
Ponta - BASE
19.2 19.6 20.119.1 19.3
20.3 20.521.3 21.5 21.6
20.822.3
7.2 7.2 7.3 7.4 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8.08.7
7.2 7.1 7.2 7.2 7.3 7.3 7.4 7.5 7.5 7.6 7.7 8.3
0
4
8
12
16
20
24
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
GW
Potência Instalada Líquida
Ponta - SENS Procura
Ponta - BASE
TWh2030
60,5
tmca 2014-2030
1,25%
30 Trajectória “Base” Conclusões
ÍNDICE DE COBERTURA
Nos estádios 2015, 2020 e 2024 (Figura 25), o ICP apresenta um valor mínimo de 1,07 (em 2024, para uma
probabilidade de excedência da 99%). Relativamente à trajectória “Base”, a diferença máxima do ICP é
igual a 0,03 em 2020 e em 2024.
Face à ocorrência do cenário superior de evolução dos consumos (com um acréscimo de cerca de 400 MW
na ponta anual de consumos), as necessidades de incorporação no sistema de nova capacidade de base
apontam para a entrada em serviço de 2 grupos térmicos da gama de 450 MW, em 2025, e 3 grupos, em
2030 (ou seja, 1 grupo térmico adicional face aos identificados na trajectória “Base”).
FIGURA 25 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL
Relativamente às necessidades de reserva operacional, em 2015, a análise de sensibilidade à procura
aponta para valores muito semelhantes aos da trajectória “Base”. Em 2020 e 2024, em ambas as situações
apresentadas, os excedentes de reserva secundária e de reserva terciária rapidamente mobilizável
(resultantes da capacidade hídrica instalada em grandes albufeiras assumida nesta trajectória) face às
necessidades de reserva operacional traduzem-se em valores de LOLE praticamente nulos.
FIGURA 26 - NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL VS RESERVA SECUNDÁRIA E RESERVA TERCIÁRIA INSTALADA:
ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
2015 2020 2024 2025 2030
BASE 1,19 1,26 1,16
SENS Procura 1,19 1,23 1,13
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,40
Prob. excedência 95%
Necessidade de incorporação de nova
capacidade para cumprimento dos
critérios de segurança de abastecimento
2015 2020 2024 2025 2030
BASE 1,12 1,17 1,10
SENS Procura 1,11 1,15 1,07
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,40
Prob. excedência 99%
Necessidade de incorporação de nova
capacidade para cumprimento dos
critérios de segurança de abastecimento
0
1500
3000
4500
6000
7500
9000
0
1
2
3
4
5
6
2015 2020 2024 2025 2030
MWLOLE (h/ano)
Reserva Secundária (MW) Reserva Terciária Instalada* (MW)
LOLE Operational LOLE Operational - BASE
Necessidades de Res.Oper (Valor Máximo) (MW) Necessidades de Res.Oper (Valor Máximo) - BASE (MW)
* Albufeiras e 10% da capacidade de interligação
Necessidade de incorporação de nova capacidade para
cumprimento dos critérios de segurança de abastecimento
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 31
Tal como na trajectória “Base”, a partir de 2025, apesar das necessidades de reforço de capacidade
térmica de base identificada, perspectiva-se que a perda de carga por insuficiência de reserva operacional
se mantenha em níveis muito baixos, próximos de zero.
INDICADORES SOBRE FALHA DE ABASTECIMENTO
Nos estádios analisados, o LOLE decresce de 0,51 para 0,0 (h/ano) e na situação menos favorável (2015) a
EENS não excede 0,0002% da procura anual. Relativamente à trajectória “Base”, em 2015 e 2020 os
valores do LOLE são ligeiramente superiores. Em 2024, os valores do LOLE são nulos em ambos os casos.
FIGURA 27 – EVOLUÇÃO DO LOLE E EENS: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
Com o grupo térmico adicional (a gás ou a carvão) identificado face à trajectória “Base”, as condições de
segurança de abastecimento são mantidas em níveis correspondentes a valores de LOLE que respeitam os
critérios definidos (≤ 5 h/ano).
ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS E DA PRODUÇÃO
O incremento do consumo assumido na análise de sensibilidade à procura conduz ao aumento da
contribuição da componente térmica e da importação no mix de produção (Figura 28), face à trajectória
“Base”. Por sua vez, o peso da componente renovável é ligeiramente inferior ao anteriormente verificado
(-3 pp em 2030).
LOLE (h/ano) 0,51 0,03 0,00
EENS (MWh/ano) 71 4 0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
2015 2020 2024 2025 2030
LOLE (h)LOLE (h/mês) - SENS Procura
LOLE (h/ano) - SENS Procura
LOLE (h/ano) - BASE Necessidade de incorporação de nova capacidade
para cumprimentodos critérios de
segurança de abastecimento
32 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 28 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
IMPACTES AO NÍVEL DO DESENVOLVIMENTO PREVISTO DA RNT
Do ponto de vista da RNT, o reflexo da consideração do cenário Superior de consumos far-se-á sentir,
acima de tudo, ao nível das datas das necessidades em reforços na transformação MAT/AT ou novos
painéis em AT para reforço da capacidade de entrega à RND. Todavia, deve salientar-se que, dada a
diferença pouco expressiva ao nível das taxas de crescimento que se verifica entre o cenário Superior e o
cenário Central, os impactos diferenciais daí decorrentes sobre o desenvolvimento previsto da RNT não
serão significativos.
Acresce ainda que, como referido em 3.3.5, numa análise por ponto de entrega a tendência de evolução
pode ser diferente da registada globalmente a nível nacional, traduzindo o carácter heterogéneo do
comportamento das cargas.
5.3 PROTECÇÃO DO AMBIENTE
QUOTA DAS RENOVÁVEIS
Face ao aumento do consumo bruto de electricidade subjacente à análise de sensibilidade à procura, a
quota da produção renovável apresenta em 2020, na média dos regimes, um decréscimo de cerca de 1 pp
em relação à trajectória “Base” (cerca de 56,4% do consumo bruto de electricidade). Nesta análise de
sensibilidade, o valor da quota de produção renovável está compreendido entre 55,3% e 57,9%,
dependendo da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica mais adversa (correspondente à
envolvente mínima das médias móveis de 15 anos) ou de uma condição hidrológica mais favorável
(definida pela envolvente máxima das médias móveis de 15 anos).
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
BASE
SEN
S
BASE
SEN
S
BASE
SEN
S
BASE
SEN
S
GWhMédia dos Regimes
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
2015 2020 2025 2030
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
BASE
SEN
S
BASE
SEN
S
BASE
SEN
S
BASE
SEN
S
GWh
2015 2020 2025 2030
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 33
FIGURA 29 – CONTRIBUIÇÃO DA PRODUÇÃO RENOVÁVEL PARA O ABASTECIMENTO DO CONSUMO BRUTO DE ELECTRICIDADE:
ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
Tal como na trajectória “Base”, os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos
consumos de electricidade obtidos nesta análise de sensibilidade enquadram-se nas estimativas
apresentadas no PNAER 2020 (49,6% no cenário de referência e 59,6% no cenário de eficiência energética
adicional).
RISCO DE PERDA DE PRODUÇÃO RENOVÁVEL
O aumento de capacidade instalada em aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis permite reduzir as
perdas de produção (Tabela 3) para valores que na sensibilidade à procura são inferiores aos da trajectória
“Base” (menores que 65 GWh) e com uma probabilidade de ocorrência inferior a 2% (na situação menos
favorável em 2015).
TABELA 3 – EXCESSO DE PRODUÇÃO EM PERÍODOS DE VAZIO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA
EMISSÕES DE CO2
Da análise de sensibilidade à procura, constata-se que as emissões de CO2 são sempre superiores
relativamente à trajectória “Base”, verificando-se uma diferença geralmente crescente ao longo do
horizonte de estudo. Na hipótese de entrada em serviço de novos ciclos combinados, o incremento
ascende a um máximo de 0,8 Mt (num total de 4,9 Mt em 2030) e, no caso de reforço em centrais a
carvão, atinge 2,5 Mt (num total de 8,7 Mt em 2025, altura que não se considera comercialmente
disponível o CCS).
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
20
40
60
80
100
120
140
160
SENS BASE SENS BASE SENS BASE SENS BASE
%TWh
Banda de variação dependente da hidrologia Produção Renovável (TWh)
Consumo Bruto (TWh) Quota de produção renovável - ano médio
2015 2020 2025 2030
Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb. Bomb. Sem Bomb.
Bombagem (MW) 1465 - 3292 - 4172 - 4727 -
ESTÁDIO
Potência máxima em excesso de Produção 5425,9 6890,4 4865,1 8157,1 5262,4 9434,4 4928,8 9655,8
Energia desaproveitada (GWh) 63,2 290,9 22,5 433,9 15,6 434,0 10,5 407,0
Prob. de ocorrência de excesso de Produção 2,0% 8,5% 1,0% 11,5% 1,0% 10,5% 1,0% 9,5%
2015 2020 2025 2030
34 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 30 – EMISSÕES DE CO2 DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
FIGURA 31 – FACTOR DE EMISSÃO MÉDIO DE CO2 DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR:
ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
Relativamente ao factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor, na média dos regimes
hidrológicos os impactes do cenário superior da procura face à “Base” verificam-se sobretudo em 2025, na
hipótese de reforço do sistema com grupos a carvão. Neste caso, perspectiva-se a manutenção do nível de
emissões de 2020 (em aproximadamente 160 g/kWhe).
5.4 COMPETITIVIDADE
CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS
Carvão
Da análise de sensibilidade à procura realizada, na hipótese de reforço da capacidade do sistema com
novas CCGT, o acréscimo de consumos anuais de carvão é praticamente nulo durante o horizonte do
0
2
4
6
8
10
12
14
162015
2020
2025
2030
MtMédia dos Regimes
Acréscimo face à BASE
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2015
2020
2025
2030
Mt
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
2015
2020
2025
2030
kg/kWheMédia dos Regimes
Acréscimo face à BASE
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
2015
2020
2025
2030
kg/kWhe
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 35
estudo. Caso se opte pela instalação de novas centrais a carvão, o consumo de carvão duplica em 2025 e
aumenta 50% em 2030, como consequência do aumento da capacidade instalada face à trajectória “Base”.
Gás Natural
Entre 2015 e 2020, os consumos anuais de gás natural das centrais de ciclo combinado são
progressivamente superiores na análise de sensibilidade. Esta tendência mantém-se até 2030 no caso de
instalação de novos grupos a gás, atingindo-se um diferença máxima relativamente à trajectória “Base”
compreendida entre 380 Mm3N e 480 Mm3N, na média dos regimes e regime seco, respectivamente. De
notar que, no caso de reforço com novos grupos a carvão, em 2025 e em 2030 não se verificam quaisquer
acréscimos dos consumos anuais de gás natural face à “Base” mas, pelo contrário, decréscimos que podem
ascender a 280 Mm3N em 2025.
FIGURA 32 – CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS DA PRODUÇÃO TERMOELÉCTRICA: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
ktCarvão
Média dos regimes Acréscimo face à BASE
Regime seco de referência Acréscimo face à BASE
2015 2020 2025 2030
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
kt
2015 2020 2025 2030
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Mm3N Gás Natural
Cogeração Média dos regimes Acréscimo face à BASE
Regime seco de referência Acréscimo face à BASE
2015 2020 2025 2030
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Mm3N
Decréscimo fase à BASE
Decréscimo face à BASE
2025 2030
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
36 Trajectória “Base” Conclusões
UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS
Como se pode observar na Figura 33, ao longo do período analisado, a utilização das centrais a carvão na
análise de sensibilidade à procura é bastante idêntica à da trajectória “Base”.
No caso das centrais a gás natural, na hipótese de integração de novas CCGT, são verificados ligeiros
acréscimos (inferiores a 3 pp), sobretudo no longo prazo. No caso de coexistência de novas centrais a
carvão verifica-se a diminuição da utilização (num máximo de 6 pp em 2025).
FIGURA 33 – UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL:
ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
6. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA
A partir da trajectória “Base” foi efectuada uma análise de sensibilidade à evolução do sistema
electroprodutor nos estádios 2020 e 2025, na eventualidade de as actuais centrais termoeléctricas a
carvão de Sines e Pego não serem desclassificadas nas datas previstas, prolongando o seu funcionamento
até 2025.
6.1 EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR
A evolução do sistema electroprodutor ao longo do período 2014-2025 sem a desclassificação das actuais
centrais termoeléctricas a carvão é representada na Figura 34.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2015 2020 2025 2030
%Carvão
Gás Natural
Bandas de variação entre o Regime Seco e o Regime Húmido
SENS: Média dos Regimes BASE: Média dos Regimes
2025 2030
Nova térmica de base
a Gás a Carvão
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 37
FIGURA 34 – EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2025: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA
6.2 SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO
BALANÇO DE CAPACIDADE
Para os estádios 2020 e 2025 perspectiva-se que a capacidade instalada líquida de produção seja sempre
superior a 238% da ponta de consumos em condições normais, a que corresponde um acréscimo de
19 pp face à trajectória “Base”, o que pode ser observado na Figura 35.
FIGURA 35 – BALANÇOS DE CAPACIDADE: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
Ponta Anual dos consumos (Janeiro)
Ponta dos consumos de Verão (Julho)
Entre 2020 e 2025, a componente PRE aumenta ligeiramente o peso no total da potência instalada, de 39%
para 41%. No que se refere à PRO, a componente hidroeléctrica aumenta de 35% para 38%, enquanto que a
térmica (de base) decresce de 26% para 21%.
-14000
-10500
-7000
-3500
0
3500
7000
10500
14000
17500
21000
24500
28000
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Capacid
ade t
ota
l in
stala
da (
MW
)
Desc
lass
ific
ação e
entr
ada e
m s
erv
iço d
e n
ova d
e c
apacid
ade (
MW
)
Gás Natural Hídrica (Reforços Pot.) Hídrica (Novos Aprov.) PRE Fuelóleo Gasóleo Carvão Capacidade total instalada
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
1805819242
2152622577
21,422,4
20,2 20,6
8,9 9,4
0
4
8
12
16
20
24
28
32
2020 2025
GW
Potência Instalada Líquida - SENS
Potência Instalada Líquida - BASE
Ponta
21,522,6
19,320,8
7,3 7,7
0
4
8
12
16
20
24
28
32
2020 2025
GW
Potência Instalada Líquida - SENS
Potência Instalada Líquida - BASE
Ponta
38 Trajectória “Base” Conclusões
FIGURA 36– EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA EM PERÍODOS DE PONTA ANUAL:
ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
ÍNDICE DE COBERTURA
Nos estádios analisados (Figura 37), o ICP apresenta um valor mínimo de 1,23 (em 2025, para uma
probabilidade de excedência da 99%).
Contrariamente à trajectória “Base”, nesta análise de sensibilidade não se identifica a necessidade de
incorporação no sistema de capacidade adicional. Com efeito, a manutenção em serviço da capacidade
instalada (1 756 MW) das actuais centrais a carvão no sistema permite compensar, em 2025, a ausência da
central da Turbogás (990 MW).
FIGURA 37 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA
NECESSIDADES DE RESERVA OPERACIONAL
Relativamente à trajectória “Base”, as necessidades de reserva operacional, bem como a reserva
secundária e terciária instalada não apresentam diferenças na análise de sensibilidade à oferta.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
BASE SENS BASE SENS
PRO - Térmica
PRO - Hídrica
Outra PRE
PRE - Solar
PRE - Eólica
2020 2025
MW 20178 21358 20620 22376
1,37
1,32
1,28
1,23
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,40
2020 2025
IC 95% IC 99%
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 39
INDICADORES SOBRE FALHA DE ABASTECIMENTO
Tendo em consideração que, face à trajectória “Base”, a análise de sensibilidade à oferta considera no
sistema 1180 MW de capacidade adicional em 2020, e 1756 MW em 2025, perspectiva-se que os valores do
LOLE se mantenham nulos em 2020 e 2025.
ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS E DA PRODUÇÃO
A maior capacidade instalada a carvão na análise de sensibilidade traduz-se no aumento da
correspondente componente de produção, mesmo face à hipótese de reforço a carvão considerada na
trajectória “Base”. Nestas condições, tendo em consideração a maior competitividade do carvão, o gás
natural é parcialmente substituído (até um máximo de 16 pp em 2025, na hipótese de reforço de
capacidade a gás), bem como a totalidade das importações de Espanha.
FIGURA 38 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
IMPACTES AO NÍVEL DO DESENVOLVIMENTO PREVISTO DA RNT
Nesta análise de sensibilidade, em que se considera que as atuais centrais a carvão de Sines e Pego não
serão desclassificadas antes de 2025, não se perspectiva impacte significativo sobre o desenvolvimento da
RNT.
6.3 PROTECÇÃO DO AMBIENTE
QUOTA DAS RENOVÁVEIS
Tendo em consideração que a contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto
de electricidade se mantém constante na análise de sensibilidade à oferta, não se perspectiva que haja
diferenças nos valores da quota de produção renovável comparativamente à trajectória “Base”.
RISCO DE PERDA DE PRODUÇÃO RENOVÁVEL
Dado que o cenário da procura e a capacidade instalada em aproveitamentos hidroeléctricos reversíveis
não sofre alterações, a sensibilidade à oferta aponta para o mesmo nível de perdas de produção
renovável.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
BASE SENS SENS
GWhMédia dos Regimes
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
2020 2025
BASE:reforço
a gás
BASE:reforçoa carvão
40 Trajectória “Base” Conclusões
EMISSÕES DE CO2
A maior produção com base em centrais a carvão resultante desta análise de sensibilidade contribui
fortemente para o aumento das emissões de CO2. Entre 2020 e 2025 são estimados valores totais
compreendidos entre 13 Mt e 14 Mt, a que correspondem aumentos compreendidos entre 80% e 190% face
à trajectória “Base”.
FIGURA 39 – EMISSÕES DE CO2 DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
FIGURA 40 – FACTOR DE EMISSÃO MÉDIO DE CO2 DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR:
ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
No longo prazo, em condições médias, os impactes ambientais da manutenção em serviço das actuais
centrais a carvão traduzem-se num nível de emissões de CO2 de aproximadamente 245 g/kWhe, ou seja,
da mesma ordem de grandeza do valor previsto para 2015.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2020
2025
2025
MtMédia dos Regimes
Acréscimo face à BASE
BASE:reforçoa gás
BASE:reforçoa carvão
0,0
0,1
0,2
0,3
2020
2025
2025
kg/kWheMédia dos Regimes
Acréscimo face à BASE
BASE:reforçoa gás
BASE:reforçoa carvão
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 41
6.4 COMPETITIVIDADE
CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS
Carvão
Sem a desclassificação das actuais centrais a carvão, o consumo deste combustível tem um incremento de
2 a 3 vezes relativamente à trajectória “Base” (com a hipótese de novas centrais a carvão em 2025).
Nestas condições, não se excede contudo o limite de cerca de 5,5 Mt anuais correspondente à capacidade
portuária do terminal de Sines.
Gás Natural
Relativamente ao consumo anual de gás natural das centrais de ciclo combinado, da análise de
sensibilidade são obtidas reduções de sensivelmente 50% a 60% face à “Base”, a que corresponde um total
de consumo em 2025 que não excede 3 400 Mm3N, mesmo na ocorrência de um regime seco.
FIGURA 41 – CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS DA PRODUÇÃO TERMOELÉCTRICA: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
ktCarvão
Média dos regimes Acréscimo face à BASE
Regime seco de referência Acréscimo face à BASE
2020 2025 2025BASE: reforço a gás BASE: reforço a carvão
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Mm3N Gás Natural
Cogeração Média dos regimes Decréscimo face à BASE
Regime seco de referência Decréscimo face à BASE
2020 2025 2025BASE: reforço a gás BASE: reforço a carvão
42 Trajectória “Base” Conclusões
UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS
Tal como se pode observar na Figura 42, em 2020, a utilização das centrais a carvão (incluindo a central
de Sines) é sensivelmente igual (a 96%, na média dos regimes) à identificada na trajectória “Base”. Em
2025, face à hipótese de reforço na “Base” com novas centrais a carvão, verifica-se um decréscimo médio
de 3 pp, justificado pela maior capacidade considerada nesta análise de sensibilidade.
No caso das centrais a gás natural, os impactes são significativos. Em condições médias a utilização destas
centrais é inferior a 22% e, mesmo na ocorrência de um regime seco, a utilização não supera a verificada
na média dos regimes de qualquer das hipóteses de expansão do sistema assumidos na Trajectória “Base”.
FIGURA 42 – UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL:
ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA VS TRAJECTÓRIA “BASE”
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2020 2025
% Carvão
Gás Natural
Bandas de variação entre o Regime Seco e o Regime Húmido
SENS: Média dos Regimes BASE: Média dos RegimesReforço a gásReforço a carvão
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 43
CAPÍTULO III “Teste de Stress”
Complementarmente ao estudo da trajectória “Base”, foi efectuado um “Teste de Stress” tendo por base
o sistema electroprodutor actual, deduzido das desclassificações previstas ao longo do tempo e apenas
acrescido dos novos centros produtores em construção ou que se prevê iniciem a construção durante 2014.
O objectivo desta análise consiste em identificar o estádio a partir do qual se deixe de verificar a
adequação do sistema electroprodutor para abastecimento dos consumos, na ocorrência do cenário
Superior da procura.
7. EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2030
Na Figura 43 é representada a evolução do sistema electroprodutor assumida no “Teste de Stress”,
resultante das desclassificações de centrais existentes e da entrada em serviço da nova capacidade de
produção em construção ou que se prevê inicie a construção até ao final de 2014.
FIGURA 43 – EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR ATÉ 2030: “TESTE DE STRESS”
PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE)
Na Figura 44 apresenta-se a evolução previsional da potência instalada nas diferentes componentes da
PRE19 (um cronograma detalhado encontra-se no Anexo I).
19 Os valores referem-se às potências líquidas instaladas no final de cada ano.
-14000
-10500
-7000
-3500
0
3500
7000
10500
14000
17500
21000
24500
28000
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Capacid
ade t
ota
l in
stala
da (
MW
)
Desc
lass
ific
ação e
entr
ada e
m s
erv
iço d
e n
ova d
e c
apacid
ade (
MW
)
Gás Natural Hídrica (Reforços Pot.) Hídrica (Novos Aprov.) PRE Fuelóleo Gasóleo Carvão Capacidade total instalada
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026-2030
1805819242 18714
17148 17148
44 “Teste de Stress” Conclusões
FIGURA 44 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRE:
“TESTE DE STRESS”
Para efeitos do “Teste de Stress”, a
potência instalada em PRE
mantém-se constante a partir de 31
de Dezembro de 2016.
PRODUÇÃO EM REGIME ORDINÁRIO (PRO)
A evolução da capacidade das centrais térmicas convencionais e dos grandes aproveitamentos
hidroeléctricos instalada no SEN, assumida no “Teste de Stress”, é apresentada na Figura 45 (um
cronograma detalhado encontra-se no Anexo III).
FIGURA 45 – EVOLUÇÃO PREVISIONAL DA POTÊNCIA INSTALADA EM PRO: “TESTE DE STRESS”
No “Teste de Stress”, tal como na trajectória
“Base”, as datas de desclassificação das
centrais existentes estão de acordo com a
informação mais actual disponível na DGEG
(prevista nos respectivos CAE).
A evolução do parque hidroeléctrico
considerada no “Teste de Stress” tem em
conta a concretização da nova capacidade em
construção até ao final de 2014.
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
2005 2010 2013 2016 2020 2025 2030
Eólica 988 3 856 4 652 4 942 4 942 4 942 4 942
PCH 326 414 436 434 434 434 434
Solar Térmico 0 0 0 20 20 20 20
Fotovoltaico 0 123 283 440 440 440 440
Ondas 0 0 0 6 6 6 6
Biogás 5 30 59 60 60 60 60
Biomassa 13 117 124 140 140 140 140
RSU 85 85 77 77 77 77 77
Cogeração 1 232 1 538 1 621 1 660 1 660 1 660 1 660
TOTAL 2 649 6 162 7 252 7 779 7 779 7 779 7 779
Potê
ncia
inst
ala
da (
MW
)
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
2015 2017 2020 2025 2030
PRO Hídrica rev. 2 245 2 703 2 703 2 703 2 703
PRO Hídrica ñ rev. 3 828 3 828 3 828 3 828 3 828
PRO Térmica 5 585 5 585 4 405 2 839 2 839
TOTAL 11 657 12 115 10 935 9 369 9 369
Potê
ncia
inst
ala
da (
MW
)
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 45
Neste cenário, a potência hídrica PRO instalada atinge 6 530 MW em 2017. A potência reversível atinge
2 700 MW, ou seja, ligeiramente superior a 40% da capacidade total instalada, representando um
crescimento de cerca de 2,1 vezes face à capacidade actual (1 294 MW). A partir de 2017 e até final do
período analisado, admite-se que a capacidade hídrica PRO permanece constante.
8. IDENTIFICAÇÃO DOS LIMITES DE ADEQUAÇÃO DO SISTEMA ELECTROPRODUTOR
Na Figura 46 é apresentada a evolução do Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP) nos períodos
de ponta anual dos estádios 2021 e 2022, com uma probabilidade de excedência de 95% e 99%.
Constata-se que, em 2021, o sistema é adequado à cobertura da procura, porquanto o ICP apresenta um
valor mínimo de 1,05. Em 2022, os valores de ICP são de 0,97 e 1,01 com probabilidades de excedência de
99% e 95%, respectivamente.
FIGURA 46 – ÍNDICE DE COBERTURA PROBABILÍSTICO: “TESTE DE STRESS”
Assumindo que o ICP não deve ser
inferior a 1, a potência disponível para
cobrir a ponta de consumos deixará de
ser adequada em 2022 admitindo uma
probabilidade de excedência do ICP de
99%.
No que diz respeito à RNT, partindo das condições que lhe estão implícitas para dar resposta à trajectória
”Base”, conforme descrito em 3.3.520, até 2021 a rede tem condições para assegurar o funcionamento
adequado do sistema.
20 Desenvolvimento da RNT conforme a proposta de PDIRT 2014-2023, com concretização em tempo devido dos eixos
a 400 kV Falagueira- Estremoz – Divor – Pegões e Rio Maior – ‘zona de Almargem do Bispo’ – Fanhões. Excluem-se da
proposta de PDIRT 2014-2023 os reforços de rede que se destinam exclusivamente à ligação dos novos centros
electroprodutores não considerados neste cenário.
1,11
1,011,05
0,97
0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
2021 2022
IC 95% IC 99%
Estádio de RUTURA
46 Síntese dos resultados
CAPÍTULO IV Síntese dos resultados
Neste capítulo são apresentados os principais resultados dos estudos sobre a evolução do sistema
electroprodutor, repartidos pelos três factores chave da sustentabilidade energética: Segurança de
Abastecimento, Protecção do Ambiente e Competitividade.
SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO
Na trajectória “Base”, até 2024, a evolução do ICP nos períodos de ponta anual é sempre superior a 1,10
(valor correspondente aos estádios 2018, 2019 e 2024, para probabilidade de excedência de 99%). O valor
mais elevado do ICP (1,31) ocorre em 2017, para uma probabilidade de excedência de 95%. Entre 2015 e
2024, o LOLE decresce de 0,5 h/ano para 0 h/ano. Mesmo na situação menos favorável (estádio 2015), a
EENS não excede 0,0002% da procura anual.
A partir de 2017, após a desclassificação da actual central a carvão de Sines, deixará de existir no sistema
qualquer central térmica de base na zona sul, o que colocará dificuldades e restrições acentuadas à
operação da RNT que, dependendo dos regimes de funcionamento, poderão colocar em causa a própria
garantia de continuidade de serviço. Não obstante, a antecipação de alguns dos projectos de reforço da
RNT permitirá dar resposta adequada a estas condições.
A partir de 2025, em consequência da desclassificação da central a ciclo combinado da Tapada do Outeiro
(Turbogás), o ICP para uma probabilidade de excedência de 99% é inferior a 1,0, conduzindo à necessidade
de incorporação no sistema de nova capacidade térmica de base. Para garantir o cumprimento dos
critérios de segurança de abastecimento na vertente Adequacy, em 2025, será necessário instalar 1 novo
grupo da gama dos 450 MW, de ciclo combinado a gás natural ou de carvão pulverizado. Face ao aumento
dos consumos previsto para o quinquénio seguinte, identificou-se a necessidade de 1 grupo adicional (a gás
ou carvão) até 2030. Com estes reforços, perspectiva-se que as condições de segurança de abastecimento
sejam mantidas em níveis correspondentes a valores de LOLE que respeitam os critérios definidos (≤ 5
h/ano).
Do ponto de vista da estrutura e segurança da RNT, na perspectiva da adequação da distribuição do
parque electroprodutor, a zona de Sines, ou da península de Setúbal, afiguram-se como das mais
favoráveis para a eventual construção de uma nova central de base.
Da análise de sensibilidade à procura, face à ocorrência do cenário superior de evolução dos consumos
(com um acréscimo de cerca de 400 MW na ponta anual de consumos), as necessidades de incorporação no
sistema de nova capacidade de base apontam para a entrada em serviço de 2 grupos térmicos da gama de
450 MW, em 2025, e 3 grupos, em 2030 (ou seja, 1 grupo térmico adicional face aos identificados na
trajectória “Base”). Ao nível da RNT, o impacte far-se-á sentir, acima de tudo, ao nível das datas das
necessidades em reforços na transformação MAT/AT ou novos painéis em AT para reforço da capacidade
de entrega à RND.
A análise de sensibilidade à oferta realizada para os estádios 2020 e 2025, no pressuposto de
prolongamento do serviço das actuais centrais termoeléctricas a carvão até 2025, aponta para um valor
mínimo de ICP correspondente a 1,23 (em 2025, para uma probabilidade de excedência de 99%). Nestas
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 47
condições, contrariamente à trajectória “Base”, não se perspectiva a necessidade de incorporação no
sistema de capacidade adicional até 2025, nem impactes significativos sobre o desenvolvimento da RNT.
O “Teste de Stress” realizado, tendo por base a composição do sistema actual (deduzida das
desclassificações previstas ao longo do tempo e acrescida dos novos centros produtores em construção ou
que se prevê iniciem a construção durante 2014), permite constatar que a potência disponível para cobrir
a ponta de consumos deixará de ser adequada em 2022, admitindo uma probabilidade de excedência do
ICP de 99%. No que diz respeito à RNT, partindo das condições que lhe estão implícitas para dar resposta à
trajectória “Base”, até 2021 a rede tem condições para assegurar o funcionamento adequado do sistema.
PROTECÇÃO DO AMBIENTE
Os níveis de contribuição das fontes renováveis para o abastecimento dos consumos de electricidade na
trajectória “Base” enquadram-se nas estimativas apresentadas no PNAER 2020 para garantir o
cumprimento da meta de 31% para a quota de energias renováveis no consumo final bruto de energia para
Portugal. Os resultados obtidos conduzem, em 2020, a uma quota da produção renovável de cerca de
57,6% do consumo bruto de electricidade. Este valor está compreendido entre 56,5% e 59,2%, dependendo
da ocorrência, respectivamente, de uma condição hidrológica mais adversa ou de uma condição
hidrológica mais favorável. No horizonte 2030, apesar de um ligeiro decréscimo, a quota esperada é
superior a 55,5% (compreendida entre 53,7% e 58,1%).
A análise de sensibilidade ao crescimento da procura mais elevado da trajectória “Base” conduziu a um
decréscimo de cerca de 1pp da quota da produção renovável para cerca de 56,4 % do consumo bruto de
electricidade (valor compreendido entre 55,3% e 59%, dependendo da condição hidrológica).
Entre 2015 e 2017, as emissões totais anuais de CO2 na trajectória “Base” ascendem a cerca de 13 Mt na
média dos regimes hidrológicos. Com a desclassificação da central de Sines a carvão (no final de 2017)
prevê-se um decréscimo desse valor em 5,5 Mt e, posteriormente, em 2,5 Mt,com a desclassificação da
central do Pego a carvão (no final de 2021).
A partir de 2025, dependendo da tecnologia que vier a ser adoptada para reforço da capacidade de base
do sistema electroprodutor, as emissões totais anuais das centrais termoeléctricas poderão diminuir até
4,1 Mt, na hipótese de reforço com grupos de ciclo combinado a gás natural, ou até 3 Mt, case se opte
pelo carvão, em que se assume grupos equipados com CCS em 2030.
Da análise de sensibilidade à procura, constata-se que as emissões de CO2 são sempre superiores
relativamente à trajectória “Base”, verificando-se uma diferença geralmente crescente ao longo do
horizonte de estudo. Na hipótese de entrada em serviço de novos ciclos combinados, o incremento
ascende a um máximo de 0,8 Mt (num total de 4,9 Mt em 2030).
A maior produção com base em centrais a carvão resultante da análise de sensibilidade à oferta contribui
fortemente para o aumento das emissões de CO2. Entre 2020 e 2025 são estimados valores totais
compreendidos entre 13 Mt e 14 Mt, a que correspondem aumentos compreendidos entre 80% e 190% face
à trajectória “Base”.
48 Síntese dos resultados
COMPETITIVIDADE
Até ao final de 2017, antes da desclassificação da central de Sines, a utilização média das centrais a
carvão é de aproximadamente 93%, podendo oscilar de 73% a 100%, em função do regime hidrológico.
Entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego em serviço), estes valores aumentam ligeiramente para
96% na média dos regimes, dentro de uma banda de 81%-100%.
Na hipótese de entrada em serviço de novos grupos a carvão, em 2025, sem dispor ainda de equipamentos
CCS, a utilização destes grupos aproxima-se da perspectivada para o período 2018-2021 (para a central do
Pego). Já em 2030, a perda de competitividade induzida pelo CCS conduz à redução da utilização na
média dos regimes (87,5%) e em regime húmido (68,2%).
Quanto à utilização das centrais de ciclo combinado a gás natural, tendo em consideração que são
fortemente condicionadas pelas centrais a carvão (sempre mais competitivas), verifica-se a ocorrência de
3 fases distintas até 2024:
entre 2015 e 2017 (antes da desclassificação de Sines), em que a utilização média é de cerca de
13,5%, podendo oscilar entre 4,5%-28%;
entre 2018 e 2021 (apenas com a central do Pego a carvão em funcionamento), em que a
utilização média aumenta em cerca de 20 pp para 33% (numa banda de 16%-53%); e
entre 2022 a 2024 (sem centrais a carvão no sistema), quando são obtidos valores da ordem dos
45% (numa banda de 26%-66%).
O eventual reforço de capacidade do sistema baseado em CCGT após 2025 aponta para utilizações destas
centrais superiores a 40%. Pelo contrário, caso sejam integrados novos grupos a carvão, a utilização média
das centrais existentes (no Pego, em Lares e no Ribatejo) decresce progressivamente para valores médios
de cerca de 30% em 2030.
A ocorrência de um cenário Superior de consumos induz, na hipótese de integração de novas CCGT,
ligeiros acréscimos na utilização das centrais a gás natural (inferiores a 3 pp) face à trajectória “Base”,
sobretudo no longo prazo. No caso de coexistência de novas centrais a carvão, verifica-se a diminuição da
utilização (num máximo de 6 pp em 2025).
O eventual prolongamento do funcionamento das actuais centrais a carvão de Sines e Pego induz impactes
significativos sobre o nível de utilização das centrais a gás natural. Em condições médias, a utilização
destas centrais perspectiva-se inferior a 22% e, mesmo na ocorrência de um regime seco, a utilização não
supera a verificada na média dos regimes de qualquer das hipóteses de expansão do sistema assumidos na
trajectória “Base”.
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030
ANEXO I
Pressupostos Gerais - DGEG
1
DSPE/DGEG 21/04/2014
RMSA-E 2014 CENÁRIOS E PRESSUPOSTOS
1. Horizonte
O estudo terá o horizonte 2015 – 2030, com um detalhe anual para o período 2015-2025.
2. Cenário Macroeconómico
O cenário macroeconómico, que teve em linha de conta não só as previsões fornecidas pelo Ministério das
Finanças para a estratégia orçamental, mas também as várias previsões provenientes de BP, CE e FMI, é o
seguinte:
Taxa de variação do PIB
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020-2030
Cenário Inferior -1,8% 0,4% 1,1% 1,3% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4%
Cenário Central -1,8% 0,8% 1,5% 1,5% 1,7% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
Cenário Superior -1,8% 1,2% 1,9% 2,1% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2%
3. Orientações de Politica Energética
3.1 Produção em Regime Especial
As metas vinculativas para 2020 de 31% de renováveis no consumo final bruto de energia e 10% nos
transportes devem ser tidas em linha de conta. Assim, a oferta PRE (capacidade instalada) a ter em conta
para o cenário base de referência deverá ser a constante no quadro seguinte, e tem por base os objetivos
definidos no Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (RCM n.º 20/2013).
Tecnologia (MW) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Cogeração não renovável 1.236 1.260 1.260 1.270 1.280 1.280 1.290 1.290 1.300 1.320 1.340 1.360 1.380 1.410 1.520 Cogeração renovável (c/ cog. Biogás) 361 361 370 370 380 380 390 400 400 400 400 400 400 430 470 Eólica 4.462 4.652 4.742 4.842 4.942 5.042 5.142 5.242 5.300 5.400 5.500 5.600 5.710 5.820 6.400 Pequenas Centrais Hídricas21 436 436 436 436 434 434 448 463 470 520 570 570 570 570 620 Resíduos Sólidos Urbanos 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 Biomassa (s/ cogeração) 123 124 130 130 140 160 180 200 220 230 240 240 240 250 260 Biogás (s/ cogeração) 57 59 59 59 60 60 60 60 60 61 62 62 63 65 70 Fotovoltaico 221 283 348 383 440 498 555 613 670 685 710 725 732 740 800 Solar Térmico (CSP) 0 0 7 17 20 34 34 34 50 54 58 60 60 70 105 Ondas 0,3 0,3 0,3 1 6 6 6 6 6 6 6 6 7 8 10
Total 6.973 7.252 7.429 7.585 7.779 7.971 8.182 8.385 8.553 8.753 8.963 9.100 9.239 9.440 10.332
21 Aproveitamentos hidroeléctricos com uma potência inferior a 30 MW
2
DSPE/DGEG 21/04/2014
3.2 PRO Hídrica
No que respeita à oferta PRO Hídrica, deverá ser considerado como cenário base de referência o constante
no quadro seguinte:
Aproveitamento Hídrico Promotor Data Capacidade instalada (MW)
Ribeiradio EDP 2015 (dez. 2014) 77
Baixo Sabor EDP 2015 (dez. 2014) 171
Venda Nova III EDP jul. 2015 780
Salamonde II EDP 2016 (ago. 2015) 207
Foz Tua EDP 2017 (dez. 2016) 251
Girabolhos Endesa 2020 (nov. 2019) 364
Bogueira Endesa 2020 (nov. 2019) 31
Fridão EDP 2020 238
Alvito EDP 2020 225
Gouvães Iberdrola 2022 880
Daivões Iberdrola 2022 114
Alto Tâmega (Vidago) Iberdrola 2022 160
Carvão-Ribeira EDP 2030 555
3.3 PRO Térmica
A oferta PRO-Térmica a considerar no cenário base de referência deverá ser:
MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Tunes 167 167 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- Sines 1.180 1.180 1.180 1.180 1.180 --- --- --- --- --- --- --- --- --- Pego 576 576 576 576 576 576 576 576 576 --- --- --- --- --- Tapada Outeiro C.C. 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 --- --- Ribatejo 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 Lares 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 Pego CCGT 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 CCGT Sines22 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- CCGT Lavos23 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---
Total 5.752 5.752 5.585 5.585 5.585 4.405 4.405 4.405 4.405 3.829 3.829 3.829 2.839 2.839
22 A DGEG recebeu uma carta da SPOWER, S.A. no dia 28/06/2013, através da qual comunica a sua intenção de renunciar à licença de
produção de eletricidade que lhe foi atribuída pela DGEG
23 A DGEG recebeu uma carta da IBERDROLA Generation, SA Unipersonal no dia 27/12/2013, através da qual comunica a sua intenção
de renunciar à licença de produção de eletricidade que lhe foi atribuída pela DGEG
MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
TOTAL PRO Hídrica 5.044 5.044 6.072 6.279 6.530 6.530 6.530 7.388 7.388 8.542 8.542 8.542 8.542 9.097
3
DSPE/DGEG 21/04/2014
4. Cenários de PROCURA
4.1 Autoconsumo
Mantém-se até ao horizonte do estudo o valor verificado em 2012.
4.2 Poupanças de energia
Até 2020 assumem-se as poupanças anuais consideradas no âmbito do PNAEE.
Und. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Poupanças Totais anuais GWh 554 625 800 387 405 421 523
4.3 Cenários de evolução da procura
Cenário Central Com medidas de eficiência energética
GWh
Ano Poupanças acumuladas
Veículos elétricos
Consumo Total no Continente Autoconsumo Perdas
Consumo Total na Emissão
sem VE com VE sem VE com VE
GWh tvh24 GWh tvh GWh GWh % GWh tvh GWh tvh
2014 554 3 46 336 0,5% 46 339 0,5% 891 3 952 8,0% 49 398 0,5% 49 401 0,5%
2015 1 179 4 46 348 0,0% 46 352 0,0% 891 3 953 8,0% 49 410 0,0% 49 415 0,0%
2016 1 979 6 46 232 -0,3% 46 238 -0,2% 891 3 943 8,0% 49 284 -0,3% 49 290 -0,3%
2017 2 366 9 46 566 0,7% 46 576 0,7% 891 3 973 8,0% 49 647 0,7% 49 658 0,7%
2018 2 771 14 46 890 0,7% 46 905 0,7% 891 4 001 8,0% 50 000 0,7% 50 015 0,7%
2019 3 192 21 47 206 0,7% 47 227 0,7% 891 4 029 8,0% 50 343 0,7% 50 365 0,7%
2020 3 715 28 47 428 0,5% 47 456 0,5% 891 4 049 8,0% 50 584 0,5% 50 614 0,5%
2021 4 006 41 47 890 1,0% 47 931 1,0% 891 4 090 8,0% 51 086 1,0% 51 131 1,0%
2022 4 287 54 48 369 1,0% 48 423 1,0% 891 4 133 8,0% 51 607 1,0% 51 666 1,0%
2023 4 555 67 48 870 1,0% 48 936 1,1% 891 4 178 8,0% 52 151 1,1% 52 224 1,1%
2024 4 782 79 49 421 1,1% 49 499 1,2% 891 4 227 8,0% 52 750 1,1% 52 835 1,2%
2025 4 985 91 50 003 1,2% 50 094 1,2% 891 4 279 8,0% 53 383 1,2% 53 482 1,2%
2026 5 178 104 50 605 1,2% 50 709 1,2% 891 4 332 8,0% 54 037 1,2% 54 150 1,2%
2027 5 313 117 51 273 1,3% 51 390 1,3% 891 4 391 8,0% 54 763 1,3% 54 891 1,4%
2028 5 401 130 51 997 1,4% 52 127 1,4% 891 4 455 8,0% 55 550 1,4% 55 692 1,5%
2029 5 477 143 52 742 1,4% 52 884 1,5% 891 4 521 8,0% 56 360 1,5% 56 515 1,5%
2030 5 527 155 53 522 1,5% 53 677 1,5% 891 4 590 8,0% 57 208 1,5% 57 376 1,5%
24 Taxa de variação homóloga
4
DSPE/DGEG 21/04/2014
Cenário Superior Com medidas de eficiência energética
GWh
Ano Poupanças acumuladas
Veículos elétricos
Consumo Total no Continente Autoconsumo Perdas
Consumo Total na Emissão
sem VE com VE sem VE com VE
GWh tvh GWh tvh GWh GWh % GWh tvh GWh tvh
2014 554 4 46 517 0,9% 46 521 0,9% 891 3 968 8,0% 49 594 0,9% 49 598 0,9%
2015 1 179 5 46 655 0,3% 46 660 0,3% 891 3 980 8,0% 49 744 0,3% 49 750 0,3%
2016 1 979 8 46 668 0,0% 46 676 0,0% 891 3 981 8,0% 49 758 0,0% 49 767 0,0%
2017 2 366 13 47 137 1,0% 47 150 1,0% 891 4 023 8,0% 50 268 1,0% 50 282 1,0%
2018 2 771 20 47 599 1,0% 47 620 1,0% 891 4 063 8,0% 50 771 1,0% 50 793 1,0%
2019 3 192 30 48 058 1,0% 48 088 1,0% 891 4 104 8,0% 51 269 1,0% 51 301 1,0%
2020 3 715 40 48 428 0,8% 48 468 0,8% 891 4 137 8,0% 51 671 0,8% 51 715 0,8%
2021 4 006 60 49 042 1,3% 49 102 1,3% 891 4 192 8,0% 52 338 1,3% 52 404 1,3%
2022 4 287 79 49 678 1,3% 49 757 1,3% 891 4 249 8,0% 53 030 1,3% 53 116 1,4%
2023 4 555 97 50 341 1,3% 50 438 1,4% 891 4 309 8,0% 53 751 1,4% 53 856 1,4%
2024 4 782 115 51 059 1,4% 51 175 1,5% 891 4 373 8,0% 54 531 1,5% 54 656 1,5%
2025 4 985 133 51 815 1,5% 51 948 1,5% 891 4 440 8,0% 55 352 1,5% 55 497 1,5%
2026 5 178 154 52 594 1,5% 52 748 1,5% 891 4 509 8,0% 56 199 1,5% 56 366 1,6%
2027 5 313 174 53 446 1,6% 53 619 1,7% 891 4 585 8,0% 57 125 1,6% 57 314 1,7%
2028 5 401 193 54 359 1,7% 54 552 1,7% 891 4 666 8,0% 58 118 1,7% 58 328 1,8%
2029 5 477 213 55 299 1,7% 55 512 1,8% 891 4 750 8,0% 59 140 1,8% 59 371 1,8%
2030 5 527 231 56 281 1,8% 56 512 1,8% 891 4 837 8,0% 60 207 1,8% 60 458 1,8%
Cenário Inferior
Com medidas de eficiência energética GWh
Ano Poupanças acumuladas
Veículos elétricos
Consumo Total no Continente Autoconsumo Perdas
Consumo Total na Emissão
sem VE com VE sem VE com VE
GWh tvh GWh tvh GWh GWh % GWh tvh GWh tvh
2014 554 2 46 155 0,1% 46 157 0,1% 891 3 936 8,0% 49 201 0,1% 49 203 0,1%
2015 1 179 3 46 042 -0,2% 46 045 -0,2% 891 3 926 8,0% 49 078 -0,2% 49 081 -0,2%
2016 1 979 4 45 798 -0,5% 45 802 -0,5% 891 3 905 8,0% 48 812 -0,5% 48 817 -0,5%
2017 2 366 7 46 001 0,4% 46 007 0,4% 891 3 923 8,0% 49 033 0,5% 49 040 0,5%
2018 2 771 9 46 190 0,4% 46 199 0,4% 891 3 940 8,0% 49 238 0,4% 49 248 0,4%
2019 3 192 13 46 367 0,4% 46 380 0,4% 891 3 956 8,0% 49 431 0,4% 49 445 0,4%
2020 3 715 18 46 446 0,2% 46 464 0,2% 891 3 963 8,0% 49 517 0,2% 49 537 0,2%
2021 4 006 26 46 762 0,7% 46 788 0,7% 891 3 991 8,0% 49 860 0,7% 49 889 0,7%
2022 4 287 34 47 091 0,7% 47 125 0,7% 891 4 020 8,0% 50 218 0,7% 50 255 0,7%
2023 4 555 42 47 438 0,7% 47 480 0,8% 891 4 051 8,0% 50 595 0,8% 50 640 0,8%
2024 4 782 49 47 830 0,8% 47 880 0,8% 891 4 086 8,0% 51 021 0,8% 51 075 0,9%
2025 4 985 57 48 251 0,9% 48 307 0,9% 891 4 123 8,0% 51 478 0,9% 51 540 0,9%
2026 5 178 65 48 685 0,9% 48 750 0,9% 891 4 162 8,0% 51 951 0,9% 52 021 0,9%
2027 5 313 73 49 182 1,0% 49 255 1,0% 891 4 206 8,0% 52 491 1,0% 52 570 1,1%
2028 5 401 80 49 731 1,1% 49 811 1,1% 891 4 254 8,0% 53 088 1,1% 53 175 1,2%
2029 5 477 88 50 296 1,1% 50 384 1,1% 891 4 304 8,0% 53 702 1,2% 53 797 1,2%
2030 5 527 94 50 892 1,2% 50 986 1,2% 891 4 356 8,0% 54 349 1,2% 54 452 1,2%
5
DSPE/DGEG 21/04/2014
5. Cenários de Preços
5.1 - Preços dos combustíveis
PETRÓLEO25 CARVÃO26 GÁS NATURAL27 FUELÓLEO28 GASÓLEO29
CIF Sines CIF RNTIAT CIF Setúbal
USD/bbl USD/t USD/MBtu USD/t
2014 113 103,3 11,4 693,4 1014,3
2015 113 103,5 11,4 696,2 1019,5
2016 114 103,7 11,5 699,0 1024,5
2017 114 103,9 11,6 701,9 1029,6
2018 115 104,1 11,7 704,7 1034,6
2019 115 104,4 11,7 707,5 1039,6
2020 116 104,6 11,8 710,3 1044,6
2021 116 104,8 11,9 713,7 1050,6
2022 117 105,1 12,0 717,1 1056,5
2023 117 105,3 12,1 720,4 1062,4
2024 118 105,6 12,2 723,8 1068,4
2025 119 105,8 12,3 727,2 1074,3
2026 120 106,2 12,4 732,8 1083,9
2027 121 106,6 12,6 738,4 1093,5
2028 122 107,0 12,7 744,0 1103,1
2029 123 107,5 12,9 749,6 1112,7
2030 124 107,9 13,0 755,2 1122,3
5.2 - Preços das Licenças de CO2
Foram adotadas as seguintes previsões:
Ano Preço
(€/ton – preços 2013)
201430 6,0
201530 6,0
201630 7,0
201730 7,0
- -
202031 16
- -
203031 26
6. Indicadores na análise da garantia de abastecimento
IC - Índice de Cobertura: Metodologia probabilística – utilização do modelo Reservas
Nível de risco associado ao IC - nível de confiança de 95% (1 ocorrência a cada 20 anos) e de
99% (1 ocorrência a cada 100 anos)
Simulação em nó isolado até 2014 (NTC=0); A partir de 2015 simulação considerando 10% NTC
LOLE ≤ 5 horas
(10% da NTC a partir de 2015 para definição da constituição de uma pool de reserva no âmbito do Mibel)
25 Cenário "New Policies" da AIE publicado no WEO2013 26 PCI = 6.000 kcal/Kg; 1%S 27 Na fronteira Portugal-Espanha para o GN e à entrada do terminal de Sines para o GNL 28 PCI = 9 600 Kcal/Kg 29 PCI = 10.200 Kcal/Kg; densidade = 0,845. 30 EU ETS EUA Forward market (fonte: Bloomberg 13.Mar.2014) 31 Cenário "New Policies Scenario - European Union" da AIE (Fonte: AIE Outlook 2013)
6
DSPE/DGEG 21/04/2014
7. Análises
Após analisado o cenário base de referência (BASE) deverão ser efetuadas as análises indicadas no quadro
seguinte:
OFERTA PROCURA
Inferior Central Superior
Evolução expectável --- BASE SENSIBILIDADE
(Procura)
Evolução expectável com Carvão
(sem desclassificação das
actuais centrais a carvão antes de 2025)
--- SENSIBILIDADE
(Oferta) ---
Sistema existente (incluindo o que está em construção e se preveja
entrar em construção até 31-12-2014)
--- --- TESTE DE STRESS
Quaisquer outras análises que se considerar serem relevantes devem ser acordadas entre a DGEG e REN.
7
DSPE/DGEG 21/04/2014
RMSA-E 2014 PRESSUPOSTOS “Teste de Stress”
Para efeitos do estudo de “Teste de Stress”, devera considerar-se que a oferta e constituída unicamente
pelo sistema existente (deduzido das desclassificações conforme calendário previsto), acrescido dos novos
centros produtores em construção ou que se prevê iniciem a construção ate ao final de 2014. Assim:
1. Produção em Regime Especial
A evolução da PRE manter-se-á constante a partir de 31 de Dezembro de 2016.
Tecnologia (MW) 2012 2013 2014 2015 2016
Cogeração não renovável 1.236 1.260 1.260 1.270 1.280 Cogeração renovável (c/ cog. Biogás) 343 361 361 370 370 Eólica 4.462 4.652 4.742 4.842 4.942 Pequenas Centrais Hídricas 418 436 436 436 436 Resíduos Sólidos Urbanos 77 77 77 77 77 Biomassa (s/ cogeração) 123 124 130 130 140 Biogás (s/ cogeração) 57 59 59 59 60 Fotovoltaico 221 283 348 383 440 Solar Térmico (CSP) 0 0 7 17 20 Ondas 0,3 0,3 0,3 1 6
Total 6.973 7.252 7.429 7.585 7.779
2. PRO Hídrica
A oferta PRO Hídrica a considerar devera ser:
Aproveitamento Hídrico Promotor Data Capacidade instalada (MW)
Ribeiradio EDP 2015 (dez. 2014) 77
Baixo Sabor EDP 2015 (dez. 2014) 171
Venda Nova III EDP jul. 2015 780
Salamonde II EDP 2016 (ag. 2015) 207
Foz Tua EDP 2017 (dez. 2016) 251
MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020-2030
TOTAL PRO Hídrica 5.044 5.044 6.072 6.279 6.530 6.530 6.530 6.530
8
DSPE/DGEG 21/04/2014
3. PRO Térmica
A oferta PRO-Térmica a considerar no cenário base de referência deverá ser:
MW 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Tunes 167 167 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- Sines 1.180 1.180 1.180 1.180 1.180 --- --- --- --- --- --- --- --- --- Pego 576 576 576 576 576 576 576 576 576 --- --- --- --- --- Tapada Outeiro C.C. 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 --- --- Ribatejo 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 1.176 Lares 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 826 Pego CCGT 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837 837
Total 5.752 5.752 5.585 5.585 5.585 4.405 4.405 4.405 4.405 3.829 3.829 3.829 2.839 2.839
4. Cenários de PROCURA
Os cenários de procura a utilizar no estudo deverão ser revistos pela REN, de acordo com o novo cenário
macroeconómico anteriormente referido.
Cenário Superior Com medidas de eficiência energética
GWh
Ano Poupanças acumuladas
Veículos elétricos
Consumo Total no Continente Autoconsumo Perdas
Consumo Total na Emissão
sem VE com VE sem VE com VE
GWh tvh GWh tvh GWh GWh % GWh tvh GWh tvh
2014 554 4 46 517 0,9% 46 521 0,9% 891 3 968 8,0% 49 594 0,9% 49 598 0,9%
2015 1 179 5 46 655 0,3% 46 660 0,3% 891 3 980 8,0% 49 744 0,3% 49 750 0,3%
2016 1 979 8 46 668 0,0% 46 676 0,0% 891 3 981 8,0% 49 758 0,0% 49 767 0,0%
2017 2 366 13 47 137 1,0% 47 150 1,0% 891 4 023 8,0% 50 268 1,0% 50 282 1,0%
2018 2 771 20 47 599 1,0% 47 620 1,0% 891 4 063 8,0% 50 771 1,0% 50 793 1,0%
2019 3 192 30 48 058 1,0% 48 088 1,0% 891 4 104 8,0% 51 269 1,0% 51 301 1,0%
2020 3 715 40 48 428 0,8% 48 468 0,8% 891 4 137 8,0% 51 671 0,8% 51 715 0,8%
2021 4 006 60 49 042 1,3% 49 102 1,3% 891 4 192 8,0% 52 338 1,3% 52 404 1,3%
2022 4 287 79 49 678 1,3% 49 757 1,3% 891 4 249 8,0% 53 030 1,3% 53 116 1,4%
2023 4 555 97 50 341 1,3% 50 438 1,4% 891 4 309 8,0% 53 751 1,4% 53 856 1,4%
2024 4 782 115 51 059 1,4% 51 175 1,5% 891 4 373 8,0% 54 531 1,5% 54 656 1,5%
2025 4 985 133 51 815 1,5% 51 948 1,5% 891 4 440 8,0% 55 352 1,5% 55 497 1,5%
2026 5 178 154 52 594 1,5% 52 748 1,5% 891 4 509 8,0% 56 199 1,5% 56 366 1,6%
2027 5 313 174 53 446 1,6% 53 619 1,7% 891 4 585 8,0% 57 125 1,6% 57 314 1,7%
2028 5 401 193 54 359 1,7% 54 552 1,7% 891 4 666 8,0% 58 118 1,7% 58 328 1,8%
2029 5 477 213 55 299 1,7% 55 512 1,8% 891 4 750 8,0% 59 140 1,8% 59 371 1,8%
2030 5 527 231 56 281 1,8% 56 512 1,8% 891 4 837 8,0% 60 207 1,8% 60 458 1,8%
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030
ANEXO II
Metodologia de previsão da procura de electricidade
no período 2014-2030
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030
ÍNDICE
1. Metodologia de Previsão……………………………………………………………………………………………………… AII.1
1.1 Previsão de Curto Prazo (2014)……………………………………………………………………………… AII.1
1.2 Previsão de Longo Prazo (2015-2030)…………………………………………………………………… AII.2
1.2.1 Modelos estruturais…………………………………………………………………………………… AII.3
1.2.2 Modelos econométricos sectoriais estimados…………………………………………… AII.5
1.3 Medidas de Eficiência Energética……………………………………………………………………………………… AII.7
1.4 Penetração de Veículos Eléctricos……………………………………………………………………………………… AII.8
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AII.1
1. METODOLOGIA DE PREVISÃO
A previsão do consumo de electricidade referido à produção líquida baseia-se, no longo prazo, na previsão
do consumo final de electricidade por sectores de consumo.
O consumo final de electricidade engloba toda a energia eléctrica efectivamente consumida pelos diversos
agentes em Portugal Continental e inclui não só a electricidade fornecida através da rede pública como
também os denominados autoconsumos – produção particular de electricidade para abastecimento
próprio. Dado que a informação que é realmente relevante para efeitos de estudo da expansão do sistema
electroprodutor é o consumo referido à produção líquida, é necessário converter a previsão do consumo
final de electricidade em consumo de electricidade referido à produção líquida, através da seguinte
expressão:
Consumo referido à produção líquida = Consumo final – Autoconsumo + Perdas de transporte e distribuição (1)
A previsão do consumo final de electricidade é dividida em três grandes sectores: sector da Indústria e
Agricultura, sector Terciário e sector Residencial.
Para todo o período de previsão, foram incluídos os efeitos previstos sobre o consumo final de
electricidade
• da implementação de novas medidas de eficiência energética definidas pelo Governo no Plano
Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) (RCM 20/2013, de 28 de Fevereiro) e
• da penetração esperada de veículos eléctricos (VE) no parque automóvel, nos segmentos de
ligeiros de passageiros e comerciais ligeiros, autocarros e motociclos, definida no Plano
Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) (RCM 20/2013, de 28 de Fevereiro).
A previsão do consumo final de electricidade no curto prazo (a 1 ano) é calculada de forma diferente dos
restantes anos de previsão como é explicitado a seguir.
1.1 PREVISÃO DE CURTO PRAZO (2014)
No curto prazo, o método de previsão do consumo de electricidade referido à produção líquida assenta
num modelo estrutural de base mensal, onde são introduzidas variáveis explicativas que determinam o
efeito de calendário, o efeito da temperatura atmosférica e o efeito da actividade económica sobre o
consumo de electricidade.
Os modelos estruturais são modelos adaptativos que decompõem as variáveis a prever nas suas principais
componentes: nível, tendência, sazonalidade e ciclo. Permitem avaliar a evolução de comportamento de
cada uma destas componentes ao longo do período histórico e utilizar para previsão apenas a informação
obtida nos períodos mais recentes.
Na Figura 47 apresentam-se as diferentes etapas deste processo de previsão.
AII.2 Anexo II – Metodologia de previsão da procura de electricidade
FIGURA 47 – ETAPAS DA PREVISÃO DE CURTO PRAZO.
O conceito de consumo de electricidade corrigido da temperatura e do número de dias úteis consiste na
estimação do valor do consumo para uma situação sem desvios de temperatura e do número de dias úteis
em relação aos respectivos valores médios. Esta correcção resulta da verificação de que determinados
desvios nestas duas variáveis, em relação ao que seria normal, dão origem a desvios no consumo de
electricidade. Por uma questão de precisão e coerência das previsões deste estudo, optou-se por tomar
como base o consumo corrigido do efeito de temperatura e do número de dias úteis.
O consumo final de electricidade para 2014, resulta do consumo de electricidade referido à produção
líquida deduzido das perdas esperadas da rede de transporte e distribuição, acrescido do montante do
autoconsumo previsto.
1.2 PREVISÃO DE LONGO PRAZO (2015-2030)
No longo prazo, o processo metodológico utilizado na elaboração dos cenários de evolução do consumo de
electricidade referido à produção líquida, em Portugal Continental, baseia-se na modelização do
comportamento do consumo final de electricidade nos diversos sectores de consumo de electricidade.
A previsão do consumo final de electricidade é dividida em três grandes sectores: sector da Indústria e
Agricultura, sector Terciário e sector Residencial. Foram testadas outras abordagens, mais ou menos
desagregadas, tendo-se concluído que a divisão do consumo nestes sectores apresenta resultados mais
consistentes.
As previsões realizadas utilizam como ‘input’ as perspectivas de evolução macroeconómica no longo
prazo, com identificação das variáveis relevantes para o crescimento económico em Portugal, numa
cenarização que tem em conta a evolução esperada da economia. As previsões da procura de electricidade
são desenvolvidas, considerando, em todos os anos do período de previsão, a hipótese de “temperatura
média”, combinada com diferentes cenários de crescimento económico. Com as previsões resultantes
deste estudo não se pretende quantificar com extremo rigor os consumos de electricidade, mas sim
apresentar um intervalo de evolução plausível para esses mesmos consumos.
As diferentes etapas do processo de previsão no longo prazo, desde a selecção e estimação de modelos
sectoriais de consumo final até à previsão do consumo referido à produção líquida sem e com medidas de
eficiência energética, encontram-se sistematizadas na Figura 48.
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AII.3
FIGURA 48 – ETAPAS DA PREVISÃO DE LONGO PRAZO. PERÍODO 2015-2030
Foram explorados diversos tipos de modelos, tendo sido desenvolvidos esforços no sentido da actualização
das metodologias de previsão que resultaram no aprofundamento:
• das técnicas econométricas lineares – com a implementação de modelos de Correcção de
Erros (MCE), estudo de cointegração e abordagem vectorial
• dos modelos econométricos com tendência não linear e
• dos modelos estruturais.
À semelhança de anos anteriores, a metodologia que produziu melhores resultados foi a dos modelos
estruturais.
1.2.1 MODELOS ESTRUTURAIS
Modelos estruturais univariados
Neste tipo de modelos uma série temporal pode ser decomposta em diversas componentes tipificadas:
nível, tendência e sazonalidade. À excepção da componente de nível, as restantes componentes podem ou
não estar presentes. Generalizando, o modelo estrutural básico pode ser definido como:
ttttY (2)
em que
ttt 1 (3)
AII.4 Anexo II – Metodologia de previsão da procura de electricidade
ttt 1 (4)
e
t
s
j
jtt
1
1
(5)
As equações (3), (4) e (5) correspondem às componentes estruturais nível, tendência, e sazonalidade,
respectivamente. Os termos , , e definem perturbações aleatórias do tipo ruído branco,
independentes entre si, com média nula e desvios padrão não necessariamente iguais entre si. Como
extensão deste modelo básico é comum acrescentar a componente cíclica e/ou introduzir diferentes
especificações para a componente de tendência.
A estimação destes modelos é feita com base no filtro de Kalman que consiste num método de estimação
recursivo e que obriga à representação do modelo em termo de espaço de estados. Para mais detalhe
sobre esta metodologia consultar Costa (1995) ou Harvey (1989).
As variáveis residuais são particularmente importantes, uma vez que são elas que definem o tipo de série
que se está a modelizar. Se o desvio padrão de alguma das componentes aleatórias for nulo, isso indica
que esta passa a não ter qualquer interferência na equação em questão e que, portanto, a componente a
que pertence passa a ser do tipo determinístico. Um modelo estrutural pode variar tipologicamente entre
um modelo puramente determinístico - em que todas as componentes aleatórias têm desvio padrão nulo -
e um modelo totalmente estocástico – caso em que todas as perturbações aleatórias se caracterizam por
um desvio padrão não nulo – denominando-se neste caso por um modelo de tendência localmente linear.
Neste tipo de modelos a previsão é baseada nas estimativas para cada uma das componentes – , e -
estimadas para a última observação da amostra.
Modelos estruturais com variáveis explicativas
Se, para explicar a evolução de uma determinada variável, utilizarmos, para além das componentes
estruturais, uma ou diversas variáveis explicativas temos uma extensão considerável quer da metodologia
de base quer da capacidade explicativa/preditiva desses mesmos modelos. Ao mesmo tempo, e dado que
os coeficientes associados a cada uma das variáveis podem ser variáveis ao longo do tempo, sendo alvo de
um tratamento idêntico ao das componentes estruturais, este tipo de abordagem pode ser considerado
uma generalização do método OLS (Ordinary Least Squares).
Outra vantagem face ao OLS é que não é necessário testar a ordem de integração das variáveis envolvidas. Se
se partir de um modelo geral em que se admita a variabilidade temporal de todos os coeficientes e parâmetros
não se corre o risco de obter regressões espúrias uma vez que tal só acontece quando se impõe ao modelo que
alguns ou todos os componentes (nível, tendência, sazonalidade e coeficientes) sejam fixos ao longo da
amostra quando a sua não imposição seria mais acertada.
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AII.5
1.2.2 MODELOS ECONOMÉTRICOS SECTORIAIS ESTIMADOS
Após análise da performance preditiva dos diversos modelos estimados concluiu-se que os que
apresentaram melhores resultados foram os modelos estruturais causais cujos resultados são apresentados
de seguida segundo o sector de actividade.
1.2.2.1 SECTOR DA INDÚSTRIA E AGRICULTURA
Para a previsão do consumo de electricidade no sector da Indústria e Agricultura procedeu-se à estimação
do modelo estrutural com uma componente nível do tipo estocástico e uma componente declive do tipo
determinístico, configurando o que na literatura se denomina de processo de nível local com declive fixo.
Além destas componentes considerou-se a variável explicativa VAB da Indústria para explicar a evolução
da procura no sector da Indústria e Agricultura. Associada a esta variável assumiu-se um coeficiente do
tipo estocástico.
Para além da variável VAB foram incluídas variáveis tipo dummy para descontar o efeito de quebras na
série da procura não explicadas pelo VAB. Mais concretamente detectaram-se alterações no nível da série
em 1957 e 1977 bem como um outlier em 2009.
FIGURA 49 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DO MODELO ESTRUTURAL CAUSAL DA PROCURA DE ELECTRICIDADE DO SECTOR DA INDÚSTRIA E
AGRICULTURA
1.2.2.2 SECTOR TERCIÁRIO
No sector Terciário procedeu-se à estimação do modelo estrutural impondo todas as componentes como
sendo do tipo estocástico, configurando o que na literatura se denomina de processo localmente linear.
Além destas componentes considerou-se a variável explicativa PIB para explicar a evolução da procura no
sector e, associada a esta variável, assumiu-se um coeficiente do tipo estocástico.
E_Ind-RW-coef VAB_Ind
1960 1980 2000 2020
0.10
0.15
0.20
0.25
E_Ind-RW-coef VAB_Ind E_Ind-Intervention
1960 1980 2000 2020
-200
-100
0E_Ind-Intervention
E_Ind-Level
1960 1980 2000 2020
2500
5000
7500
10000E_Ind-Level E_Ind-Irregular
1960 1980 2000 2020
-2e-5
0
2e-5
E_Ind-Irregular
AII.6 Anexo II – Metodologia de previsão da procura de electricidade
Detectaram-se alterações no nível da série em 1991 e 2003 pelo que foram introduzidas variáveis dummy
do tipo degrau nestes anos. O coeficiente associado a PIB é do tipo estocástico e apresenta um valor uma
trajectória ascendente e é estatisticamente diferente de zero considerando um nível de confiança de 95%.
FIGURA 50 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DO MODELO ESTRUTURAL CAUSAL DA PROCURA DE ELECTRICIDADE DO SECTOR TERCIÁRIO
1.2.2.3 SECTOR RESIDENCIAL
No caso do sector Residencial a variável explicativa considerada foi o Rendimento Disponível Bruto das
Famílias (RDBF). Procedeu-se à estimação do modelo estrutural impondo à semelhança do que aconteceu
no sector Terciário, todas as componentes sejam do tipo estocástico. O coeficiente associado a RDBF é do
tipo estocástico, apresenta uma trajectória ascendente e é estatisticamente diferente de zero
considerando um nível de confiança de 95%.
Foi incluída uma variável dummy do tipo impulso para entrar em linha de conta com a observação anormal
de 2008.
E_Serv-RW-coef PIB
1960 1970 1980 1990 2000 2010
0.025
0.050
0.075
0.100E_Serv-RW-coef PIB E_Serv-Level
1960 1970 1980 1990 2000 2010
0
500
1000
1500
2000E_Serv-Level
E_Serv-Slope
1960 1970 1980 1990 2000 2010
38.6572
38.6572
38.6572
38.6572
38.6572E_Serv-Slope E_Serv-Irregular
1960 1970 1980 1990 2000 2010
-1e-6
0
1e-6
E_Serv-Irregular
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AII.7
FIGURA 51 – EVOLUÇÃO DAS COMPONENTES DO MODELO ESTRUTURAL CAUSAL DA PROCURA DE ELECTRICIDADE DO RESIDENCIAL
1.3 MEDIDAS DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
Para o período de previsão, foram estudados os impactos sobre o consumo final de electricidade da
implementação de novas medidas de eficiência energética de 2014 em diante.
O PNAEE é constituído por um conjunto de programas e medidas de eficiência energética, num horizonte
temporal que se estende até ao ano de 2020. O plano é orientado para a gestão da procura energética,
conforme resulta da Directiva n.º 2006/32/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de Abril de
2006, relativa à eficiência na utilização final de energia e aos serviços energéticos.
Não foi possível aferir as poupanças esperadas desagregadas por sectores de consumo, pelo que a
quantificação do impacte das medidas de eficiência energética, sobre o consumo final de electricidade,
apenas se efectua em termos globais e não sectoriais.
Pressupondo o cumprimento na íntegra do objectivo do PNAEE para o sector eléctrico, assume-se uma
poupança anual de electricidade resultante de novas medidas de eficiência32 inseridas nesse plano, a
implementar a partir de 2014 até ao horizonte 2020.
De 2020 em diante assumem-se as poupanças previstas nos Planos de Promoção da Eficiência no Consumo
de Energia Eléctrica (PPEC) promovidos pela ERSE, à excepção do PPEC 2013-2014 para o qual não foi
possível obter informação sobre o consumo anual evitado.
32 Informação disponibilizada pela Direcção Geral de Energia e Geologia.
E_Dom-RW-coef RDBF
1960 1970 1980 1990 2000 2010
0.000
0.025
0.050
0.075
0.100
0.125E_Dom-RW-coef RDBF E_Dom-Level
1960 1970 1980 1990 2000 2010
1000
2000
3000E_Dom-Level
E_Dom-Slope
1960 1970 1980 1990 2000 2010
51.6139
51.6139
51.6139
E_Dom-Slope E_Dom-Irregular
1960 1970 1980 1990 2000 2010
-1e-6
0
1e-6
2e-6E_Dom-Irregular
AII.8 Anexo II – Metodologia de previsão da procura de electricidade
1.4 PENETRAÇÃO DE VEÍCULOS ELÉCTRICOS
Para este estudo foi considerada a utilização do veículo eléctrico (VE) no parque automóvel nos segmentos
de ligeiros de passageiros e comerciais ligeiros, autocarros e motociclos de acordo com as seguintes
hipóteses de base:
• Até 2020 assume-se, em cada segmento, o número de veículos eléctricos previsto no PNAER, de
acordo com informação disponibilizada pela DGEG;
• A partir de 2020 considera-se que a evolução do parque automóvel assenta numa taxa média de
crescimento anual de 1% no cenário Superior, 0,6% no cenário Central e 0,35% no cenário
Inferior, em consonância com o respectivo cenário macroeconómico considerado;
• Assume-se que o consumo unitário em cada segmento evolui da seguinte forma:
o Veículos ligeiros: 1 440 kWh/carro até 2020. De 2020 a 2030 assume-se uma evolução
decrescente de 1 440 kWh/carro a 1 260 kWh/carro.
o Motociclos: 480 kWh/motociclo até 2020. De 2020 a 2030 assume-se um decréscimo no
consumo unitário de 480 kWh/motociclo a 360 kWh/motociclo.
o Autocarros: 14 400 kWh/autocarro até 2020. De 2020 a 2030 assume-se um decréscimo no
consumo unitário de 14 400 kWh/autocarro a 12 000 kWh/autocarro.
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030
ANEXO III
Resultados complementares
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AIII.1
TABELA 4 – PONTAS ANUAIS DE CONSUMO E PONTAS DE VERÃO
FIGURA 52 – CRONOGRAMA DE EVOLUÇÃO DAS GRANDES CENTRAIS TÉRMICAS E HIDROELÉCTRICAS: TRAJECTÓRIA “BASE”
Cenário Central
Ano Ponta a) Ponta Agravada b) Ponta a) Ponta Agravada b)
2015 8690 9080 7150 7365
2016 8670 9060 7130 7345
2017 8735 9130 7185 7400
2018 8795 9190 7235 7450
2019 8860 9260 7285 7505
2020 8900 9300 7320 7540
2021 8990 9395 7390 7610
2022 9085 9495 7465 7690
2023 9180 9595 7545 7770
2024 9285 9705 7630 7860
2025 9400 9825 7725 7955
2030 10080 10535 8275 8525
Cenário Superior
Ano Ponta a) Ponta Agravada b) Ponta a) Ponta Agravada b)
2015 8750 9145 7200 7415
2016 8755 9150 7200 7415
2017 8845 9245 7275 7495
2018 8935 9340 7350 7570
2019 9020 9425 7420 7645
2020 9095 9505 7475 7700
2021 9215 9630 7575 7805
2022 9335 9755 7675 7905
2023 9465 9890 7775 8010
2024 9605 10040 7890 8130
2025 9750 10190 8010 8250
2030 10615 11095 8715 8975
a) Para condições standard de temperatura
b) Para um agravamento por efeito de temperatura com uma probabilidade de não excedência de 95%
Ponta Anual (Janeiro) MW Ponta de Verão (Julho) MW
Ponta Anual (Janeiro) MW Ponta de Verão (Julho) MW
Desclassificação de centrais existentes MW líq. 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Sines
Pego
Novos centros produtores hídricos
171 rev
780 rev (Jul)
207 rev
251 rev
364 rev
225 rev
880 rev
555 rev
238
Daivões
576
Turbogás 990
Fridão
Alvito
1180
Foz - Tua
Venda Nova III
Girabolhos
Bogueira
Ribeiradio/Ermida 77
Qta. Laranjeiras + Feiticeiro (Baixo Sabor)
Salamonde II
31
Gouvães
Carvão-Ribeira
114
Alto Tãmega 160
AIII.2 Anexo III – Resultados detalhados
FIGURA 53 – ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS NA MÉDIA DOS REGIMES: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA
Carvão25,1%
Gás Natural9,3%
Hídrica24,3%
Eólica21,2%
Outra Renovável7,7%
Outra não Renovável11,2% Importação
1,2%
2015
Carvão8,6%
Gás Natural19,4%
Hídrica25,1%
Eólica21,3%
Outra Renovável9,9%
Outra não Renovável10,9%
Importação4,8%
2020
Gás Natural26,9%
Hídrica24,5%
Eólica20,6%
Outra Renovável10,2%
Outra não Renovável13,7%
Importação6,9%
2025
Gás Natural23,4%
Hídrica22,9%Eólica
20,8%
Outra Renovável10,4%
Outra não Renovável10,8%
Importação11,7%
2030
Carvão16,4%
Gás Natural14,3%
Hídrica24,6%
Eólica20,6%
Outra Renovável10,2%
Outra não Renovável13,7%
Importação3,0%
2025
Carvão15,5%
Gás Natural11,3%
Hídrica23,0%
Eólica20,8%
Outra Renovável10,4%
Outra não Renovável10,8%
Importação8,2%
2030
Nova térmica de base
a Gás
Nova térmica de base
a Carvão
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 AIII.3
FIGURA 54 – ESTRUTURA DA PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À PROCURA
FIGURA 55 – ESTRUTURA DO ABASTECIMENTO DOS CONSUMOS NA MÉDIA DOS REGIMES: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2020
2025
2030
GWhMédia dos Regimes
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2020
2025
2030
GWh
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2020
2025
2030
GWhRegime Seco de Referência
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2020
2025
2030
GWh
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2020
2025
2030
GWhRegime Húmido de Referência
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2015
2020
2025
2030
GWh
Carvão25,3%
Gás Natural6,2%
Hídrica25,5%
Eólica21,8%
Outra Renovável10,1%
Outra não Renovável11,1%
2020
Carvão23,0%
Gás Natural8,3%
Hídrica25,4%
Eólica21,4%
Outra Renovável10,6%
Outra não Renovável13,7%
2025
a Gás a Carvão
Nova térmica de base
AIII.4 Anexo III – Resultados detalhados
FIGURA 56 – ESTRUTURA DO PRODUÇÃO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À OFERTA
FIGURA 57 – CRONOGRAMA DE EVOLUÇÃO DAS GRANDES CENTRAIS TÉRMICAS E HIDROELÉCTRICAS: “TESTE DE STRESS”
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
2020
2025
GWhMédia dos Regimes
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
2020
2025
GWhRegime Seco de Referência
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
2020
2025
GWhRegime Húmido de Referência
Hídrica Eólica Outra Renovável Outra não Renovável
Carvão Gás Natural Importação Procura
Desclassificação de centrais existentes MW líq. 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Sines
Pego
Novos centros produtores hídricos
171 rev
780 rev (Jul)
207 rev
251 rev
Qta. Laranjeiras + Feiticeiro (Baixo Sabor)
Venda Nova III
Salamonde II
Foz - Tua
1180
576
Turbogás 990
Ribeiradio/Ermida 77
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030
GLOSSÁRIO
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 G.1
SIGLAS E ABREVIATURAS
AIE Agência Internacional de Energia
AT Alta Tensão (superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV)
bbl Barril de petróleo
BP Banco de Portugal
CAE Contrato de Aquisição de Energia
CCGT Grupo de Turbina a Gás em Ciclo Combinado a gás natural
CCS Carbon Capture and Storage
CE Comissão Europeia
CIF Cost, Insurance and Freight
CO2 Dióxido de Carbono
CSP Concentrated Solar Power
DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia
DSPE Direcção de Serviços de Planeamento e Estatística (da DGEG)
EENS Expected Energy Not Supplied
ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
FMI Fundo Monetário Internacional
GN Gás Natural
GNL Gás Natural Liquefeito
ICP Índice de Cobertura probabilístico da Ponta
IEA International Energy Agency
INAG Instituto da Água
IPH Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica
LOLE Loss Of Load Expectation
MAT Muito Alta Tensão (superior a 110 kV)
MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade
NTC Net Transfer Capacity; De acordo com a definição ENTSO-E, corresponde à diferença entre a
capacidade máxima da interligação que não provoca congestionamentos em nenhum dos dois
sistemas e a capacidade que deve ser prevista para fazer face a situações de contingência na
exploração dos sistemas.
PCI Poder Calorífico Inferior
G.2 Glossário
PDIRT Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede Nacional de Transporte
PIB Produto Interno Bruto
PNAEE Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética
PNAER Plano Nacional de Acção para a Energias Renováveis
PNBEPH Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico
pp pontos percentuais
PRE Produção independente em Regime Especial
PRO Produção em Regime Ordinário
RARI Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações
RCM Resolução do Conselho de Ministros
RDBF Rendimento Disponível Bruto das Famílias
REE Red Eléctrica de España
REN Rede Eléctrica Nacional, S.A.
RMSA Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento
RND Rede Nacional de Distribuição de electricidade
RNTIAT Rede Nacional de Transporte (de gás), Infra-estruturas de Armazenamento e Terminais de
GNL
RNT Rede Nacional de Transporte de electricidade
rev Centrais hidroeléctricas com reversibilidade (bombagem)
RRT Regulamento da Rede de Transporte
SEN Sistema Eléctrico Nacional
tmca Taxa média de crescimento anual
UE União Europeia
USD Dólar dos Estados Unidos da América
VAB Valor acrescentado bruto
VE Veículos Eléctricos
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030
ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 ITF.1
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 – Previsão dos valores mínimos indicativos da capacidade comercial de interligação ............... 12
Tabela 2 – Excesso de produção em períodos de vazio: Trajectória “Base” ...................................... 23
Tabela 3 – Excesso de produção em períodos de vazio: Análise de sensibilidade à procura ................... 33
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 – Evolução da procura de electricidade até 2030: cenário Central ........................................ 4
Figura 2 – Evolução do sistema electroprodutor até 2030: Trajectória “Base”..................................... 5
Figura 3 – Evolução previsional da potência instalada em PRE: Trajectória “Base” ............................... 6
Figura 4 – Evolução previsional da potência instalada em PRO: Trajectória “Base” .............................. 6
Figura 5 - Capacidade de recepção da RNT no horizonte 2023, tendo em conta o desenvolvimento da
rede considerado na proposta de PDIRT2014-2023 .................................................. 9
Figura 6 - Capacidade comercial de interligação Portugal – Espanha verificada nos anos de 2004,
2008, 2011 e 2013 ........................................................................................ 11
Figura 7 – Subestação de Chafariz (60 kV): comportamento da produção embebida - 2013 ................... 14
Figura 8 – Subestação de Portimão (60 kV): comportamento da produção embebida - 2013 .................. 15
Figura 9 – Balanços de Capacidade: Trajectória “Base” .............................................................. 16
Figura 10 – Evolução das componentes da oferta: Trajectória “Base” ............................................. 17
Figura 11 – Índice de cobertura probabilístico na Ponta anual (Janeiro): Trajectória “Base” ................. 17
Figura 12 - Necessidades de reserva operacional vs reserva secundária e reserva terciária instalada:
Trajectória “Base” ....................................................................................... 18
Figura 13 – Evolução do LOLE e EENS: Trajectória “Base” ........................................................... 19
Figura 14 – Estrutura do abastecimento dos consumos na média dos regimes: Trajectória “Base” .......... 20
Figura 15 – Estrutura da produção: Trajectória “Base” ............................................................... 21
Figura 16 – Contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto de
electricidade: Trajectória “Base” .................................................................... 22
Figura 17 – Excesso de produção nos períodos de vazio de 2020 – probabilidade de ser superado:
Trajectória “Base” ....................................................................................... 24
Figura 18 – Emissões de CO2 das centrais termoeléctricas: Trajectória “Base” .................................. 24
Figura 19 – Factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor: Trajectória “Base” ............... 25
Figura 20 – Consumo de combustíveis da produção termoeléctrica: Trajectória “Base” ....................... 26
ITF.2 Índices de Tabelas e Figuras
Figura 21 – Utilização das centrais termoeléctricas por tipo de combustível: Trajectória “Base” ........... 27
Figura 22 – Utilização da NTC (probabilidade de ser superada): Trajectória “Base” ............................ 28
Figura 23 – Evolução da procura de electricidade até 2030: Cenário Superior ................................... 29
Figura 24 – Ponta agravada vs potência instalada líquida: Análise de sensibilidade à procura vs
Trajectória “Base” ....................................................................................... 29
Figura 25 – Índice de cobertura probabilístico: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória
“Base” ..................................................................................................... 30
Figura 26 - Necessidades de reserva operacional vs reserva secundária e reserva terciária instalada:
Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ........................................ 30
Figura 27 – Evolução do LOLE e EENS: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ............. 31
Figura 28 – Estrutura da produção: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ................ 32
Figura 29 – Contribuição da produção renovável para o abastecimento do consumo bruto de
electricidade: Análise de sensibilidade à procura vs Trajectória “Base” ...................... 33
Figura 30 – Emissões de CO2 das centrais termoeléctricas: Análise de sensibilidade à procura vs
Trajectória “Base” ....................................................................................... 34
Figura 31 – Factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor: Análise de sensibilidade à
procura vs Trajectória “Base” ......................................................................... 34
Figura 32 – Consumo de combustíveis da produção termoeléctrica: Análise de sensibilidade à procura
vs Trajectória “Base” ................................................................................... 35
Figura 33 – Utilização das centrais termoeléctricas por tipo de combustível: Análise de sensibilidade
à procura vs Trajectória “Base” ....................................................................... 36
Figura 34 – Evolução do sistema electroprodutor até 2025: Análise de sensibilidade à oferta ................ 37
Figura 35 – Balanços de Capacidade: Análise de sensibilidade à oferta vs Trajectória “Base” ................ 37
Figura 36– Evolução da capacidade instalada em períodos de ponta anual: Análise de sensibilidade à
oferta vs Trajectória “Base” ........................................................................... 38
Figura 37 – Índice de cobertura probabilístico: Análise de sensibilidade à oferta ............................... 38
Figura 38 – Estrutura da produção: Análise de sensibilidade à oferta vs Trajectória “Base” .................. 39
Figura 39 – Emissões de CO2 das centrais termoeléctricas: Análise de sensibilidade à oferta vs
Trajectória “Base” ....................................................................................... 40
Figura 40 – Factor de emissão médio de CO2 do sistema electroprodutor: Análise de sensibilidade à
oferta vs Trajectória “Base” ........................................................................... 40
Figura 41 – Consumo de combustíveis da produção termoeléctrica: Análise de sensibilidade à oferta
vs Trajectória “Base” ................................................................................... 41
Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN | Período 2015-2030 ITF.3
Figura 42 – Utilização das centrais termoeléctricas por tipo de combustível: Análise de sensibilidade
à oferta vs Trajectória “Base” ......................................................................... 42
Figura 43 – Evolução do sistema electroprodutor até 2030: “Teste de Stress” ................................... 43
Figura 44 – Evolução previsional da potência instalada em PRE: “Teste de Stress” ............................. 44
Figura 45 – Evolução previsional da potência instalada em PRO: “Teste de Stress”............................. 44
Figura 46 – Índice de cobertura probabilístico: “Teste de Stress” .................................................. 45
Figura 47 – Etapas da previsão de curto prazo...................................................................... AII.2
Figura 48 – Etapas da previsão de longo prazo. Período 2015-2030 ............................................. AII.3
Figura 49 – Evolução das componentes do modelo estrutural causal da procura de electricidade do
sector da Indústria e Agricultura ................................................................... AII.5
Figura 50 – Evolução das componentes do modelo estrutural causal da procura de electricidade do
sector Terciário ....................................................................................... AII.6
Figura 51 – Evolução das componentes do modelo estrutural causal da procura de electricidade do
Residencial ............................................................................................. AII.7
Figura 52 – Cronograma de evolução das grandes centrais térmicas e hidroeléctricas: Trajectória
“Base” .................................................................................................. AIII.1
Figura 53 – Estrutura do abastecimento dos consumos na média dos regimes: Análise de sensibilidade
à procura ............................................................................................... AIII.2
Figura 54 – Estrutura da produção: Análise de sensibilidade à procura ......................................... AIII.3
Figura 55 – Estrutura do abastecimento dos consumos na média dos regimes: Análise de sensibilidade
à oferta ................................................................................................. AIII.3
Figura 56 – Estrutura do produção: Análise de sensibilidade à oferta ........................................... AIII.4
Figura 57 – Cronograma de evolução das grandes centrais térmicas e hidroeléctricas: “Teste de
Stress” .................................................................................................. AIII.4
ANEXO 2
Relatório sobre Qualidade de Serviço de 2013
1
Qualidade de Serviço
Introdução
O fornecimento de energia elétrica com um elevado nível de qualidade constitui uma necessidade
essencial para a satisfação da sociedade em geral e, em particular, um suporte para sustentar o
desenvolvimento das atividades económicas em condições competitivas num mercado cada vez mais
global.
Pelo Despacho n.º 5255/2006 (2ª série), de 30 de dezembro, foi aprovado o Regulamento da
Qualidade de Serviço que fixou os padrões mínimos de qualidade, de natureza técnica e comercial, a
que deve obedecer o serviço prestado pelas entidades com atividades no Sistema Elétrico Nacional –
SEN. Como consequência da entrada em vigor do novo RQS SE em 1 de janeiro de 2014, o relatório da
Qualidade de Serviço do setor elétrico 2013 corresponderá à última versão deste relatório a ser
publicada ao abrigo dos RQS publicado em 2006.
Os padrões de natureza técnica abrangem as questões relacionadas com a continuidade do
fornecimento de energia elétrica bem como as questões que se prendem com a qualidade da onda de
tensão que é colocada à disposição dos clientes.
De salientar que, no respeitante aos padrões de natureza comercial, que abrange a natureza e a
qualidade dos serviços que são prestados aos consumidores de energia elétrica (condições gerais de
atendimento, modalidades de atendimento, os centros de atendimento presencial, o atendimento
telefónico, o cumprimento do dever de informar os clientes, a assistência técnica e a avaliação da
satisfação dos clientes), é matéria cujas propostas regulamentares e respetivo acompanhamento são
da competência da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos – ERSE.
A Qualidade de Serviço Técnico debruça-se sobre os aspetos de continuidade de serviço e de
qualidade da onda de tensão, e podem variar com as circunstâncias locais de acordo com a
classificação das seguintes 3 zonas geográficas:
Zona A – capitais de distrito e localidades com mais de 25.000 clientes;
Zona B – localidades com um número de clientes compreendidos entre 2.500 e 25.000;
Zona C – os restantes locais.
Os operadores da rede de transporte e das redes de distribuição devem manter vigilância sobre a
evolução das perturbações nas respetivas redes, e são responsáveis perante os clientes ligados às
redes pela qualidade de serviço técnica.
As entidades com instalações elétricas fisicamente ligadas às redes são responsáveis pelas
perturbações por si causadas ao funcionamento daquelas, ou nos equipamentos de outras instalações
elétricas, estando fixados no Anexo III do RQS a metodologia de cálculo dos respetivos limites máximos
das seguintes perturbações da onda de tensão: tremulação (flicker), distorção harmónica e
desequilíbrio do sistema trifásico de tensão.
2
O RQS define as características da onda de tensão a monitorizar pelos operadores da rede de
transporte e das redes de distribuição. A qualidade da onda de tensão é apurada através da análise das
ações de monitorização das seguintes características:
Frequência;
Valor eficaz da tensão;
Cavas de tensão;
Tremulação (flicker);
Desequilíbrio do sistema trifásico de tensão;
Distorção harmónica.
Continuidade de serviço
Interrupções
O fornecimento de energia elétrica, bem como a prestação do serviço de transporte e de distribuição,
podem ser interrompidos por casos fortuitos ou de força maior ou por acordo com o cliente, bem
como por outras razões caracterizadas no Regulamento de Relações Comerciais.
Para efeitos de determinação dos indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço só se
consideram as interrupções de longa duração (superior a 3 minutos).
Os procedimentos a observar no registo e classificação das interrupções constam do Anexo II do RQS.
Indicadores gerais da continuidade de serviço
Tanto para a rede de transporte como para as redes de distribuição, os indicadores gerais só
consideram as interrupções com origem nas redes do respetivo operador, excluindo-se aquelas com
origem em instalações de clientes que não interrompam outros clientes.
Os procedimentos a observar no cálculo dos indicadores gerais de continuidade de serviço constam do
Anexo II ao RQS.
Indicadores gerais da continuidade de serviço do operador da rede de transporte
O operador da rede de transporte deve proceder anualmente à caracterização da sua rede,
determinando os seguintes indicadores gerais:
ENF – Energia não fornecida, em MWh: A cada interrupção no fornecimento ou entrega de
energia elétrica associa-se uma estimativa de energia não fornecida, efetuada com base na
potência cortada no início da interrupção e na duração da interrupção. Como um cliente não
ligado diretamente ao ponto da rede de transporte afetado, não pode ser ligado
instantaneamente, verifica-se um atraso na ligação que depende do grau de automatização
das subestações da rede de distribuição em AT e MT, pelo que a ENF é dividida em 3 parcelas,
3
a primeira da responsabilidade direta do operador da rede de transporte, a segunda da
responsabilidade indireta do operador da rede de transporte, e a terceira do operador da rede
de transporte em AT e MT;
TIE – Tempo de interrupção equivalente, em minutos: O TIE representa o tempo de
interrupção da potência média fornecida expectável num ano (no caso de não ter havido
interrupções);
SAIFI – Frequência média de interrupções do sistema: O SAIFI representa o número médio de
interrupções anuais verificadas nos pontos de entrega;
SAIDI – Duração média das interrupções do sistema, em minutos: O SAIDI representa a
duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega num ano;
SARI – Tempo médio de reposição de serviço, em minutos: O SARI representa o tempo médio
de reposição de serviço num ano;
MAIFI - Frequência Média de Interrupções Curtas do Sistema: corresponde ao número médio
de interrupções acidentais de tempo superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual 3
minutos verificadas nos pontos de entrega num determinado intervalo de tempo.
Indicadores gerais da continuidade de serviço do operador das redes de distribuição de
média tensão
O operador da rede de distribuição deve determinar, anualmente, e de acordo com a classificação das
zonas geográficas (A, B e C) e com discriminação dos índices por interrupções previstas e acidentais,
proceder à caracterização das suas redes, os seguintes indicadores gerais:
TIEPI – Tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em horas por ano: O TIEPI
representa o tempo de interrupção equivalente da potência por zona geográfica do operador
da rede de distribuição;
SAIFI – Frequência média de interrupções do sistema: O SAIFI da rede de MT representa o
número médio de interrupções verificadas por ano, por zona geográfica do distribuidor
vinculado nos pontos de entrega (PTD ou PTC).
SAIDI – Tempo médio das interrupções do sistema, em minutos: O SAIDI da rede de MT
representa a duração média anual das interrupções verificadas por zonas geográficas do
operador da rede de distribuição nos pontos de entrega (PTD e PTC).
END – Energia não distribuída, em MWh (este indicador é calculado globalmente e não por
zonas geográficas): O END representa o valor estimado da energia não distribuída nos pontos
de entrega, durante um ano, devido a interrupções de fornecimento.
Indicadores gerais da continuidade de serviço do operador das redes de distribuição em
baixa tensão
O operador da rede de distribuição deve determinar, anualmente, e de acordo com a classificação das
zonas geográficas (A, B e C) e com discriminação dos índices por interrupções previstas e acidentais, os
seguintes indicadores gerais:
SAIFI – Frequência média de interrupções do sistema: O SAIFI da rede de BT representa o
número médio de interrupções verificadas por zona geográfica do operador da rede de
distribuição por ano, nos pontos de entrega (clientes BT).
4
SAIDI – Tempo médio das interrupções do sistema, em minutos: O SAIDI da rede de BT
representa a duração média anual das interrupções verificadas por zonas de rede do operador
da rede de distribuição nos pontos de entrega (clientes de BT).
Qualidade de onda de tensão
As características da onda de tensão, de alimentação nos pontos de energia, em condições normais de
exploração, devem respeitar:
Em MAT e AT, o disposto no anexo IV do RQS;
Em MT e BT o disposto na NP EN 50160 e os procedimentos de caracterização das cavas de
tensão estabelecidas no Anexo IV do RQS.
Os operadores das redes de transporte e de distribuição devem proceder à caracterização da tensão
nas redes, devendo efetuar medições das seguintes características da tensão:
Frequência, valor eficaz, cavas, tremulação, desequilíbrio do sistema trifásico e distorção
harmónica.
O operador da rede de transporte deve efetuar a medição da qualidade da onda de tensão em todos
os pontos de entrega em MAT e AT, num período máximo de 2 anos.
Os operadores da rede de distribuição devem efetuar a medição da qualidade da onda de tensão:
Nas redes de AT e MT, em todos os barramentos de MT de todas as subestações AT/MT, num
período máximo de 4 anos;
Nas redes de BT, nos barramentos de BT de pelo menos 2 postos de transformação de cada
concelho, num período de 4 anos.
Os operadores das redes de transporte e de distribuição podem declarar a existência de dificuldades
pontuais para o cumprimento dos padrões de qualidade geral ou individuais fixados no RQS,
submetendo à aprovação da DGEG um plano de melhoria da qualidade de serviço, o qual, depois de
aprovado, ouvida a ERSE, é fiscalizado por esta entidade reguladora.
Qualidade de serviço na Rede de Transporte
No quadro seguinte indicam-se os valores dos indicadores registados na RNT no ano de 2013, e de
seguido apresentam-se os gráficos com a sua evolução nos últimos 10 anos.
5
Fonte: REN (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
Energia Não Fornecida – ENF
Tempo de Interrupção Equivalente – TIE
Frequência Média de Interrupções Longas do Sistema – SAIFI
Frequência Média de Interrupções Curtas do Sistema – MAIFI
Duração Média das Interrupções do Sistema – SAIDI
Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema – SARI
Fonte: REN (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
6
Fonte: REN (Relatório de Qualidade de Serviço 201 3)
Conclusões sobre a qualidade de serviço na rede de transporte
Em termos globais, a evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço mostram que o
ano 2013 foi aquele em que a RNT apresentou o segundo melhor desempenho dos indicadores da
qualidade de serviço.
Ao nível da continuidade de serviço, no ano de 2013 a REN registou 3 interrupções de longa
duração (superior a 3 min) resultando numa ENF de 8,6 MWh, verificando-se um agravamento face
a 2012 no qual não se registaram quaisquer interrupções de longa duração.
Em 2013, a grande maioria das interrupções de serviço que ocorreram tem uma duração inferior a
30 minutos e está associada a um corte de potência que não ultrapassa os 100 MW (1,2 % da ponta
de consumo registada em 2013). Na maioria (95%) dos pontos de entrega de energia elétrica da
RNT não se registaram, nos últimos cinco anos, qualquer interrupção de duração superior a 3
minutos. Em 2013 verificaram-se 3 interrupção de duração superior a 3 minutos nos PdE.
Em 2013, os indicadores SAIFI, SAIDI e MAIFI registaram um ligeiro agravamento face a 2012, no
entanto os resultados são melhores do que a média dos últimos 5 anos.
Em relação à qualidade da onda de tensão, os níveis médios das perturbações registadas são
relativamente baixos, estando abaixo dos limites regulamentares. A taxa de realização do plano de
monitorização foi de 93%, valor superior ao verificado em 2012.
Qualidade de serviço na Rede de Distribuição
Rede AT
O quadro seguinte apresenta os valores associados às interrupções verificados em 2013 na rede AT, e
a comparação com os valores verificados em 2012:
Indicadores 2012 2013 % 13/12 Interrupções sem afetação de clientes 226 254 +12,4%
Interrupções Acidentais Curta Duração (t≤3) 425 550 +29,4%
Interrupções Acidentais Longa Duração (t>3) 154 161 +4,5%
7
Total de Interrupções Acidentais AT 805 965 +19,9%
Fonte: EDP Distribuição (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
Indicadores 2012 2013 % 13/12
Interrupções Previstas Curta Duração 8 9 +12,5%
Interrupções Previstas Longa Duração 105 131 +24,8%
Total Interrupções Previstas AT 113 135 +19,5%
Fonte: EDP Distribuição (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
Rede BT
O quadro seguinte apresenta a evolução nos últimos dois anos dos indicadores TIEPI MT, Energia Não
Distribuída (END), Frequência e Duração Média das Interrupções (SAIFI e SIADI), para os incidentes
com duração superior a 3 minutos considerando-se todos os incidentes, independente da sua origem:
Indicadores 2012 2013 % 13/12
TIEPI MT (min) 58,20 70,07 +20,4%
END (MWh) 3 943,81 4 748,63 +20,4%
SAIFI MT (nº) 1,75 2,00 +14,5%
SAIDI MT (min) 87,77 104,61 +19,2%
Fonte: EDP Distribuição (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
No quadro seguinte apresentam-se os indicadores discriminados por interrupções acidentais e
previstas e por zonas A, B e C, para o ano de 2013:
Indicadores Zona A Zona B Zona C
2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12
TIEPI MT (min)
Acidentais 28,3 30,29 +7,0% 49,25 56,26 +14,2% 80,00 97,72 +22,2%
Previstas 0,09 0,41 +355,6% 0,38 0,38 - 0,88 2,21 +151,1%
END (MWh) Acidentais 446,67 481,27 +7,7% 1 029,07 1 186,90 +15,3% 2 431,13 2 997,03 +23,3%
Previstas 1,49 6,92 +364,4% 8,29 8,02 -3,3% 27,15 68,49 +152,3%
SAIFI MT (nº) Acidentais 0,80 0,86 +7,5% 1,32 1,46 +10,6% 2,02 2,32 +14,9%
Previstas 0,01 0,01 - 0,02 0,03 +50,0% 0,05 0,08 +60,0%
SAIDI MT (min)
Acidentais 33,71 35,71 +5,9% 61,33 70,29 +14,6% 105,61 126,64 +19,9%
Previstas 0,19 0,36 +89,5% 0,70 0,92 +31,4% 1,50 2,70 +80,0%
Fonte: EDP Distribuição (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
Rede BT
O quadro seguinte apresenta a evolução nos últimos dois anos dos indicadores TIEPI MT, Energia Não
Distribuída (END), Frequência e Duração Média das Interrupções (SAIFI e SIADI), para os incidentes
com duração superior a 3 minutos considerando-se todos os incidentes, independente da sua origem:
Indicadores 2012 2013 % 13/12
SAIFI BT (nº) 1,88 2,01 +6,6%
SAIDI BT (min) 95,83 108,61 +13,3%
Fonte: EDP Distribuição (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
No quadro seguinte apresentam-se os indicadores discriminados por interrupções acidentais e
previstas e por zonas A, B e C, para o ano de 2013:
Indicadores Zona A Zona B Zona C
2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12 2012 2013 % 13/12
SAIFI BT (nº) Acidentais 0,96 1,04 +8,3% 1,53 1,46 -4,6% 2,38 1,46 -38,7%
Previstas 0,06 0,05 -16,7% 0,08 0,07 -12,5% 0,13 0,07 -46,2%
8
SAIDI BT (min) Acidentais 46,86 48,37 +3,2% 69,66 73,07 +4,9% 127,90 73,07 -42,9%
Previstas 3,63 2,33 -35,8% 4,10 3,20 -22,0% 4,14 3,20 -22,7%
Fonte: EDP Distribuição (Relatório de Qualidade de Serviço 2013)
Conclusões sobre a qualidade de serviço na rede de distribuição
Em 2013 verificou-se um agravamento dos principais indicadores de qualidade de serviço técnica,
em boa parte devido à ocorrência de condições atmosféricas extremamente adversas registadas
nos meses de janeiro e de dezembro (exemplo: Tempestade Gong), que influenciaram
negativamente a evolução de alguns dos indicadores.
Na rede AT, face a 2012, verificou-se um aumento de cerca de 20% do número total de
Interrupções Acidentais AT e igual aumento do número total de Interrupções Previstas AT. De
referir também que, excluídos os eventos de caráter excecional, em 2013 não se registaram
incidentes relevantes na rede AT.
Na rede MT, face a 2012, também se verificou um agravamento dos valores dos indicadores de
continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as condições atmosféricas
adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013 (TIEPI +20,4%, END +20,4%, SAIFI +14,5%
e SAIDI 19,2%). Em termos regionais registou-se igualmente um aumento em todos indicadores em
quase todos os distritos, com exceção dos distritos de Faro, de Évora e de Lisboa.
Igualmente na rede BT, face a 2012, verificou-se um agravamento dos valores dos indicadores de
continuidade de serviço, aumento esse diretamente relacionado com as condições atmosféricas
adversas ocorridas em Portugal continental durante 2013 (SAIFI +6,6% e SAIDI 13,3%). Em termos
regionais registou-se uma melhoria em alguns dos indicadores, em especial nas zonas B e C.
Em termos da qualidade da onda de tensão das instalações da EDP Distribuição, verificou-se uma
distribuição regional equilibrada, conforme o estabelecido no RQS Portugal Continental. Das ações
de monitorização trimestrais registaram-se situações pontuais de não conformidade dos valores de
amplitude de tensão, de tremulação e das tensões harmónicas. No que respeita aos resultados do
programa de monitorização permanente, em 2013 verificou-se um reforço da abrangência deste
programa e registaram-se algumas situações pontuais de não conformidade dos valores de
tremulação e das tensões harmónicas.