DADOS TÉCNICOS 2015

DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA

2015

2 DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2015

3ELETRICIDADE ELECTRICITY

DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA

2015

ELETRICIDADEUMA CORRENTE DE ENERGIA EM MOVIMENTO

ELECTRICITYA STREAM OF ENERGY IN MOTION

SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM

CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION 06REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃOGENERATION 08PRODUÇÃO RENOVÁVELRENEWABLE GENERATION 08ABASTECIMENTO DO CONSUMOPOWER GENERATION 09SATISFAÇÃO DO CONSUMOSUPPLY 10EVOLUÇÃO DO CONSUMOCONSUMPTION EVOLUTION 10ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADECAPABILITY FACTOR 11EMISSÕES DE CO2CO2 EMISSIONS 11TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕESIMPORTS AND EXPORTS 12CONSUMO E PRODUÇÃO MÁXIMOS ANUAISMAXIMUM ANNUAL CONSUMPTION AND GENERATION 12DIAGRAMA DE CONSUMO NO DIA DA PONTA ANUALLOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND 13PARQUE ELETROPRODUTORGENERATION EQUIPMENT 14EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA E PONTAINSTALLED CAPACITY AND PEAK EVOLUTION 15REDE NACIONAL DE TRANSPORTENATIONAL TRANSMISSION GRID 16EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTENATIONAL TRANSMISSION GRID EVOLUTION 16QUALIDADE DE SERVIÇO – TIESERVICE QUALITY – AIT 17REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE ELETRICIDADENATIONAL TRANSMISSION GRID 17


SISTEMA ELÉTRICO NACIONALNATIONAL ELECTRICITY SYSTEM

CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION

A potência máxima solicitada à rede verificou-se no dia 7 de janeiro com 8 618 MW, 300 MW acima do ano anterior mas ainda a cerca de 800 MW do máximo histórico de 2010.

Nas centrais eólicas verificaram-se condições próximas das normais, com um índice de produtibilidade de 1,01, enquanto nas hídricas, com um regime muito seco, o índice de produtibilidade não ultrapassou os 0,74. A produção reno-vável abasteceu 47% do consumo face a 62%, registados no ano anterior em condições excecionais. As hídricas abasteceram 17% do consumo, as eólicas 23%, a biomassa 5% e as fotovoltaicas 1,5%. Nos combustíveis fósseis o carvão abasteceu 28% do consumo e o gás natural, ciclo combinado e cogeração, 20%, enquanto os restantes 5% foram abastecidos com recurso a importação.

Em 2015 entrou em serviço o reforço de Salamonde, no Cávado, com um au-mento de potência de 220 MW, reversíveis, o escalão de montante do Baixo Sabor com 153 MW, igualmente reversíveis e ainda a central de Ribeiradio, no Vouga, com 74,7 MW. Nas eólicas entraram em serviço 94 MW em novos parques, além de 191 MW em potência adicional ao abrigo do DL94/2014. Nas fotovoltaicas registam-se 33 MW em novas instalações.

No desenvolvimento da RNT destaca-se, no Minho, para escoamento da pro-dução dos reforços de Salamonde e Frades, as ligações a 400 kV, Vieira do Minho – Pedralva 2, Salamonde – Vieira do Minho e Central de Frades – Vieira do Minho 1 e 2. Na zona a norte do Grande Porto, a nova subestação de Vila Nova de Famalicão, alimentada através do desvio para esta instalação da linha a 400 kV Recarei – Vermoim 4. Este troço, Porto-Famalicão, fará parte do novo eixo a 400 kV entre a região do Porto e a subestação de Pedralva, o qual, para além de se revelar fundamental para assegurar o escoamento da nova gera-ção no Cávado/Alto Minho, contribuirá também para facilitar as trocas inter-nacionais, integrando a futura interligação com Espanha prevista nesta zona. Na região do Douro, foi constituída a ligação a 400 kV entre a subestação de Armamar e o Parque Eólico do Douro Sul. Mais a sul, em Lisboa, assinala-se a abertura da nova subestação do Alto de S. João, e finalmente, no Alentejo, uma nova linha a 400 kV entre a subestação de Estremoz e a zona de Divor, inicialmente a operar a 60 kV, apoiando a garantia de alimentação da região.

Em 2015 o consumo de energia elétrica abastecido pela rede pública, registou 49,0 TWh, com uma variação de +0,3% face ao ano anterior. Corrigidos os efeitos de temperatura e número de dias úteis, a variação é de +0,1%. O consumo verificado em 2015 fica a 6,2% do máximo histórico registado em 2010.

CONSUMO CONSUMPTION

49,0TWh

ENERGIA RENOVÁVEL RENEWABLE ENERGY

47 %


The peak power demand from the grid was 8,618 MW, which occurred on 7 January. This figure was 300 MW higher than the previous year and around 800 MW less than the all-time high, recorded in 2010.

Conditions for wind power production were close to normal, with a capability factor of 1.01, while the factor for hydro capability in a very dry year, did not exceed 0.74. Renewable production accounted for 47% of consumption, compared to 62% recorded the previous year in exceptional conditions. Hydro power accounted for 17% of consumption, wind power 23%, biomass 5% and solar power 1.5%. In fossil fuels, coal accounted for 28% of consumption, while natural gas, combined cycle and cogeneration, accounted for 20%. The remaining 5% were supplied from imports.

Entering into service in 2015 were the Salamonde upgrade, on the River Cávado, raising the facility’s output by 220 MW, reversible, the upstream dam of Baixo Sabor, with 153 MW, also reversible, and the Ribeiradio development on the River Vouga, with 74.7 MW. Wind power entering into service in 2015 comprised 94 MW in new wind farms and also 191 MW in additional power under Decree-Law no. 94/2014. New solar power totalled 33 MW.

Highlights in the development of the National Transmission Grid are the 400 kV connections in Minho to transport the increased output of Salamonde and Frades: Vieira do Minho – Pedralva 2, Salamonde – Vieira do Minho and Frades power station – Vieira do Minho 1 and 2. The new Vila Nova de Famalicão substation in the area north of Greater Porto is supplied by a detour on the 400 kV Recarei – Vermoim 4 line to this facility. This section Porto-Famalicão, will form part of the new 400 kV connection between the Porto region and the Pedralva, which, in addition to being essential to ensure the flow of the new Cávado/Alto Minho generation, will also facilitate international exchanges, forming part of the future interconnection with Spain envisaged for this area of the country. In the Douro region, the 400 kV connection between the Armamar substation and Douro Sul wind farm was built. The highlights in South Portugal include the start up of the new Alto de S. João substation in Lisbon, and lastly, in Alentejo, a new 400 kV line between the Estremoz substation and the area of Divor, initially operating at 60 kV, to support the region’s power supply security.

The consumption of electricity supplied from the public grid totalled 49.0 TWh in 2015, 0.3% more than the previous year. Variation was +0.1%, after correction for the effect of temperature and the number of working days. Consumption in 2015 was 6.2% below the all-time maximum recorded in 2010.

REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃOGENERATION

PRODUÇÃO RENOVÁVELRENEWABLE GENERATION

SOLARSOLAR

EÓLICAWIND

HIDRÁULICAHYDRO

GÁS NATURALNATURAL GAS

SALDO IMPORTADORIMPORT BALANCE

CARVÃOCOAL

OUTROSOTHERS

2015 2014

1%

24%

31%

23%

13%

6%

2%

2%

23%

17%

28%

20%

6%

5%

RENOVÁVELRENEWABLE

NÃO RENOVÁVELNON-RENEWABLE


47% 48% 5% 62% 36% 2%

2015 2015 2015 2014 2014 2014


ABASTECIMENTO DO CONSUMOPOWER GENERATION

CONSUMO REFERIDO À PRODUÇÃO LÍQUIDA (GWh)

NET DEMAND (GWh)

2015 2014 Var. (%)

PRODUÇÃO TOTALTOTAL GENERATION 48 165 49 002 -2

PRODUÇÃO RENOVÁVELRENEWABLE GENERATION 23 172 30 416 -24

HídricaHydro 8 450 15 314 -45

Mini-hídrica Small Hydro 816 1 509 -46

EólicaWind 11 334 11 813 -4

TérmicaThermal 2 633 2 693 -2

CogeraçãoCogeneration 1 381 1 522 -9

SolarSolar 755 596 27

PRODUÇÃO NÃO RENOVÁVELNON-RENEWABLE GENERATION 23 830 17 727 35

CarvãoCoal 13 677 11 066 24

Gás NaturalNatural Gas 9 810 6 325 55

CogeraçãoCogeneration 4 569 4 920 -7

OutrosOthers 343 336 2

CogeraçãoCogeneration 109 146 -25

PRODUÇÃO POR BOMBAGEMPUMPED STORAGE GENERATION 1 163 859 36

Bombagem Hidroelétrica Consumption of Pumps 1 467 1 079 36

SALDO IMPORTADORIMPORT BALANCE 2 266 902 151

Importação (valor comercial)Imports (commercial schedules) 4 549 4 084 11

Exportação (valor comercial)Exports (commercial schedules) 2 283 3 184 -28

CONSUMO TOTALTOTAL DEMAND 48 964 48 825 0,3

(c/ correção de temperatura e dias úteis)(corrected by temperature and number of working days) 0,1

Produção DespachávelDispatchable Generation 27 715 27 136 2

Produção não DespachávelNon Dispatchable Generation 20 450 21 867 -6


SATISFAÇÃO DO CONSUMOSUPPLY

EVOLUÇÃO DO CONSUMOCONSUMPTION EVOLUTION

0

10

20

30

40

50

60

TWh

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

SOLARSOLAR

HIDRÁULICAHYDRO

CARVÃOCOAL

OUTROSOTHERS


EÓLICAWIND

CONSUMOCONSUMPTION


-6

-4

-2

0

2

4

6

% GWh

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GWhGWh

EVOLUÇÃOVARIATON

EVOLUÇÃO CORRIGIDA T.D.U.CORRECTED VARIATION BY T&WD


ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADECAPABILITY FACTOR

EMISSÕES DE CO2CO2 EMISSIONS

0.2

0.6

1

1.4

0,98 0,77 0,56 0,77

1,31

0,92 0,47

1,171,27

0,74

HIDROELÉTRICAHYDRO

EÓLICAWIND

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

0.8

1.0

1.2

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

0,94 0,93 1,01 1,041,09

0,971,04

1,18

1,11

1,02

0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000

2015

2014


CARVÃOCOAL

kt


TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕESIMPORTS AND EXPORTS

CONSUMO E PRODUÇÃO MÁXIMOS ANUAISMAXIMUM ANNUAL CONSUMPTION AND GENERATION

-5

0

5

10TWh

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

IMPORTAÇÃOIMPORTS

EXPORTAÇÃOEXPORTS

SALDOBALANCE

2015

050100150200250

2014

2013

2012

2011

0 5 0002 500 10 0007 500 12 500

168 21 JAN

199 02 FEV

162 04 FEV

205 06 FEV

163 10 DEZ

181 11 ABR

167 03 FEV

174 15 NOV

177 24 JAN

199 24 JAN

8 61807 JAN – 19.45h

10 66802 FEV – 18.45h

8 31304 FEV – 19.30h

10 34904 FEV – 19.30h

8 32209 DEZ – 19.45h

9 36227 FEV – 20.00h

8 55413 FEV – 20.00h

9 24715 NOV – 18.00h

9 19224 JAN – 19.45h

9 93224 JAN – 20.00h

ENERGIA (GWh)ENERGY

POTÊNCIA (MW)PEAK

CONSUMODEMAND

PRODUÇÃOGENERATION


DIAGRAMA DE CONSUMO NO DIA DA PONTA ANUALLOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND

07.01.2015 04.02.2014 Var. (%)

POTÊNCIA MÁXIMAMAXIMUM LOAD MW 8 618 8 313 3,7

POTÊNCIA MÍNIMAMINIMUM LOAD MW 4 851 4 777 1,5

Fator de cargaLoad factor 0,80 0,81

Pot. min./Pot. max.Min. Load/Max. Load 0,56 0,57

0

10 000

8 000

6 000

4 000

2 000

MW

0 4 8 12 16 20 24h 0 4 8 12 16 20 24h

SOLARSOLAR

EÓLICAWIND

HIDRÁULICAHYDRO

CARVÃOCOAL


BIOMASSABIOMASS

OUTRA TERMNROTHER THERMNR


07.01.2015 04.02.2014

CONSUMOCONSUMPTION


PARQUE ELETROPRODUTORGENERATION EQUIPMENT

POTÊNCIA INSTALADA NO FINAL DO ANO (1) (MW)

INSTALLED CAPACITY AT THE END OF THE YEAR (1) (MW)

2015 2014 Var.

TOTALTOTAL 18 533 17 776 757

RENOVÁVELRENEWABLE 12 014 11 230 784

HídricaHydro 6 146 5 693 453

Mini-hídrica Small Hydro 422 422 0

EólicaWind 4 826 4 541 285

TérmicaThermal 613 600 13

CogeraçãoCogeneration 353 342 11

SolarSolar 429 396 33

PRODUÇÃO NÃO RENOVÁVELNON-RENEWABLE 6 519 6 546 -27

CarvãoCoal 1 756 1 756 0

Gás NaturalNatural Gas 4 698 4 702 -4


OutrosOthers 65 88 -23


BOMBAGEMPUMPS 1 618 1 253 365

PRODUÇÃO DESPACHÁVELDISPATCHABLE GENERATION 11 309 10 856 453

PRODUÇÃO NÃO DESPACHÁVELNON DISPATCHABLE GENERATION 7 224 6 920 304

1) Potências de ligação à Rede Pública ou Potência instalada nos Produtores térmicos aderentes à Portaria 399/2002. Nos eólicos inclui-se a potência adicional ao abrigo do DL 94/2014.

1) Power Connected to the Public Network or Power Installed on Thermic Generators under the directive 399/2002. The wind power figure includes the additional power pursuant to Decree-Law No. 94/2014.


EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA E PONTAINSTALLED CAPACITY EVOLUTION AND PEAK

0

20 000

18 000

16 000

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

2 000

4 000

MW

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PRODUÇÃO DESPACHÁVELDISPATCHABLE GENERATION

PRODUÇÃO NÃO DESPACHÁVELNON DISPATCHABLE GENERATION

PONTAPEAK LOAD


EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTENATIONAL TRANSMISSION GRID EVOLUTION

REDE NACIONAL DE TRANSPORTENATIONAL TRANSMISSION GRID

2015 2014 Var.

COMPRIMENTO DAS LINHAS (km)LENGTH OF LINES (km) 8 805 8 630 176

400 kV 2 632 2 467 165

220 kV 3 611 3 601 10

150 kV 2 562 2 561 1

POTÊNCIA DE TRANSFORMAÇÃO (MVA)TRANSFORMER CAPACITY (MVA) 36 673 35 754 919

Autotransformação (MAT/MAT)Autotransformers (VHV/VHV) 14 040 14 040 0

Transformação (MAT/AT)Transformers (VHV/HV) 22 313 21 394 919

Transformação (MAT/MT)Transformers (VHV/MV) 320 320 0

0

40 000

35 000

30 000

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

MVA

0

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

km

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

AUTOTRANSFORMADORESAUTOTRANSFORMERS

TRANSFORMADORESTRANSFORMERS

LINHAS 220 kVLINES 220 kV




QUALIDADE DE SERVIÇOSERVICE QUALITY

EVOLUÇÃO DO TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE (TIE)

AVERAGE INTERRUPTION TIME (AIT)

0

5

4

3

2

1

MinutosMinutes

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TIEAIT

MÉDIA MÓVEL 5 ANOS5 YEARS AVERAGE


RED

EN

AC

ION

AL

DE

TRA

NSP

OR

TE

DE

ELET

RIC

IDA

DE

RE

DE

DE

MU

ITO

A

LTA

TE

NSÃ

O

2015

PO

RT

UG

AL

CO

NT

INE

NTA

L

LIN

HA

40

0 k

V4

00

kV

LIN

E

LIN

HA

220

kV

220

kV

LIN

E

LIN

HA

150

kV

150

kV

LIN

E

DES

PAC

HO

NA

CIO

NA

LN

AT

ION

AL

DIS

PATC

H

ESPANHA

SA

CA

VÉ

M

RED

EN

AC

ION

AL

DE

TRA

NSP

OR

TE

DE

ELET

RIC

IDA

DE

RE

DE

DE

MU

ITO

A

LTA

TE

NSÃ

O

2015

PO

RT

UG

AL

CO

NT

INE

NTA

L

LIN

HA

40

0 k

V4

00

kV

LIN

E

LIN

HA

220

kV

220

kV

LIN

E

LIN

HA

150

kV

150

kV

LIN

E

DES

PAC

HO

NA

CIO

NA

LN

AT

ION

AL

DIS

PATC

H

ESPANHA

SA

CA

VÉ

M


GÁS NATURALA ENERGIA DA NATUREZA EM MOVIMENTO

NATURAL GASNATURE’S ENERGY IN MOTION

21GÁS NATURAL NATURAL GAS

SISTEMA NACIONAL DE GÁS NATURAL NATIONAL NATURAL GAS SYSTEM

CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION 22SNGN – REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNL SNGN – NG VS LNG INPUT SHARE 24SNGN – ENTRADAS VS SAÍDAS SNGN – INPUTS VS OUTPUTS 25SNGN – EVOLUÇÃO DO CONSUMO SNGN – DEMAND EVOLUTION 25SNGN – SATISFAÇÃO DO CONSUMO SNGN – SUPPLY 26EVOLUÇÃO DO CONSUMO – VARIAÇÃO ANUAL CONSUMPTION VARIATION 26SNGN – APROVISIONAMENTO SNGN – SUPPLY 27ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO UNDERGROUND STORAGE 27RNTGN – PONTA MÁXIMA DIÁRIA E DIA DE MAIOR CONSUMO RNTGN – DAILY AND HOURLY PEAK DEMAND

28RNTGN – DIAGRAMA DO DIA DA PONTA ANUAL RNTGN – LOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND

28RNTGN – CARACTERÍSTICAS RNTGN – CHARACTERISTICS 29EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DO GÁS NATURAL NATURAL GAS CHARACTERISTICS EVOLUTION 30QUALIDADE DE SERVIÇO - TIE SERVICE QUALITY – AIT 31REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL NATIONAL TRANSMISSION GRID 32


No segmento do mercado convencional registou-se um consumo de 41,2 TWh, com uma contração de 2,1% face ao ano anterior. Neste segmento de mercado, o consumo das redes de distribuição representou 45% do total nacional, o consumo em alta pressão 32%, e finalmente as unidades autónomas de gaseificação incluindo o abastecimento à região autónoma da Madeira representaram 3%.

O sistema nacional foi abastecido maioritariamente através das interligações com Espanha, Campo Maior e Valença, com 67% do total, por gás proveniente da Argélia, enquanto os restantes 33%, através do Terminal de GNL de Sines, tiveram origem predominantemente na Nigéria.

A RNTGN transportou em 2015, 53,1 TWh (4,46 bcm), servindo as redes de distribuição e os clientes abastecidos em alta pressão, bem como a injeção de gás natural no Armazenamento Subterrâneo do Carriço. O trânsito nas interligações foi sempre importador, totalizando 35,2 TWh, 14% acima do valor verificado no ano anterior.

O Terminal de GNL de Sines recebeu, em 2015, 29 navios, mais 2 do que no ano anterior, correspondentes a 25 operações de descarga e 4 operações de carga, com uma movimentação total de 24,4 TWh, 12% acima do ano anterior. O terminal injetou na rede de transporte 16,2 TWh, um valor 26% superior ao do ano anterior e abasteceu ainda 4675 camiões cisterna de GNL, correspondentes a 1,34 TWh, 9% acima do ano anterior. O movimento de camiões cisterna, que foi o mais elevado de sempre incluiu 0,4 TWh destinados à região autónoma da Madeira.

No Armazenamento Subterrâneo o movimento (injeção e extração) de gás natural totalizou 3,8 TWh, um valor 18% inferior do ano anterior.

SISTEMA NACIONAL DE GÁS NATURALNATIONAL NATURAL GAS SYSTEM

Em 2015 o consumo de gás natural situou-se em 52,2 TWh (4,39 bcm) com crescimento de 15,3% face ao ano anterior e a 9,6% do máximo histórico de 2010. O segmento de produção de energia elétrica em regime ordinário recuperou das quebras dos últimos dois anos, registando um consumo de 11,0 TWh, com uma variação de +242% face ao ano anterior e representando 21% do consumo total.

CARACTERIZAÇÃO DO ANO YEAR CHARACTERIZATION

CONSUMO CONSUMPTION

52,2 TWh

MERCADO ELÉTRICO ELECTRICITY MARKET

242 %+


The conventional market segment registered a consumption of 41.2 TWh, a decline of 2.1% compared to the previous year. Consumption in this market segment supplied through the distribution networks accounted for 45% of the national total, consumption from high pressure networks represented 32% while autonomous gas units represented 3%, including supply to the Madeira Autonomous Region.

Supplies to the national system were mainly provided by gas from Algeria through the interconnections with Spain, Campo Maior and Valença, which accounted for 67% of the total, with the remaining 33% mainly originating in Nigeria and brought to Portugal through the LNG terminal at Sines.

In 2015, the RNTGN transported around 53.1 TWh (4.46 bcm), serving the distribution networks and customers supplied at high pressure, as well as the injection of natural gas into underground storage at Carriço. Traffic through the interconnections was entirely inflowing, totalling 35.2 TWh, 14% above the value recorded the previous year.

In 2015, the Sines Storage and Regasification Terminal (TGNL) received 29 ships, 2 more than the previous year, equivalent to 25 unloading and 4 loading operations. A total of 24.4 TWh was handled, 12% more than the previous year. A total of 16.2 TWh was injected by the terminal to the transmission grid, representing a 26% increase compared to the previous year. The terminal also supplied 4,675 liquid natural gas (LNG) tanker trucks, totalling 1.34 TWh, an increase of 9% compared to the previous year. The handling of tanker trucks, which was the highest ever, included 0.4 TWh for the Madeira autonomous region.

A total of 3.8 TWh of natural gas was handled (injected and extracted) in the underground storage, 18% less than the previous year.

Natural gas consumption in 2015 amounted to 52.2 TWh (4.39 bcm), an increase of 15.3% from the previous year and 9.6% below the all-time maximum recorded in 2010. The ordinary status generation segment recovered from the declines recorded during the last two years, registering consumption of 11.0 TWh, an increase of 242% from the previous year and accounting for 21% of total consumption.

SNGN – REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNLSNGN – NG VS LNG INPUT SHARE

2014

201533%

67%

32%

68%

GNLLNG

GNNG


SNGN – ENTRADAS VS SAÍDASSNGN – INPUTS VS OUTPUTS

GWh 2015 2014 Var. (%)

ENTRADASENTRY POINTS 56 019 49 106 14

INTERLIGAÇÕESINTERCONNECTIONS 35 225 30 973 14

Campo Maior 35 076 30 938 13

Valença do Minho 158 35 348TERMINAL GNLLNG TERMINAL 20 784 18 133 15

NaviosTankers 20 784 18 133 15

SAÍDASEXIT POINTS 55 826 49 004 14

INTERLIGAÇÕESINTERCONNECTIONS 0 0 0

Campo Maior 0 0 0

Valença do Minho 0 0 0TERMINAL GNLLNG TERMINAL 4 922 4 936 0

NaviosTankers 3 588 3 711 -3

CisternasTanker trucks 1 335 1 225 9

ContinenteMainland 932 966 -4

Madeira 403 260 55

GRMS* 50 904 44 068 16

* GRMS – Estação de Regulação e Medição de Gás * GRMS – Gas Regulation and Metering Station

SNGN – EVOLUÇÃO DO CONSUMOSNGN – DEMAND EVOLUTION

GWh 2015 2014 Var. (%)

CONSUMOCONSUMPTION 52 239* 45 293* 15

MERCADO ELÉTRICOELECTRICITY MARKET 11 047 3 234 242

MERCADO CONVENCIONALCONVENTIONAL MARKET 41 192 42 059 -2

GMRS – DistribuiçãoGRMS – Distribution 23 298 23 430 -1

AP – Clientes Alta PressãoHP – High Pressure Clients 16 559 17 404 -5

UAG – Unidade Autónoma GaseificaçãoUAG – Autonomous Gas Unit 1 335 1 225 9

* 2015 4,4 bcm * 2014 3,8 bcm1 2

1 2


SNGN – SATISFAÇÃO DO CONSUMOSNGN – SUPPLY

EVOLUÇÃO DO CONSUMO – VARIAÇÃO ANUALCONSUMPTION VARIATION

0

60

50

40

30

20

10

TWh

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

ELÉTRICOELECTRICITY

CONVENCIONALCONVENTIONAL

20152006

26

20

27

21

42

3

41

11

-10

-5

0

15

10

5

25

20

%

-4

0

-2

4

2

8

6

10TWh

‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13 ‘14 ‘15

-100

-50

0

150

100

50

250

200

%

-10

0

-5

10

5

20

15

25TWh

‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13 ‘14 ‘15



TWhTWh EVOLUÇÃO (%)VARIATION


SNGN – APROVISIONAMENTOSNGN – SUPPLY

ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEOUNDERGROUND STORAGE

0

100

80

60

40

20

%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

TERMINAL DE GNLLNG TERMINAL

CAMPO MAIOR VALENÇA DO MINHO

20152006

53% 37% 68% 67%

47%

63%

32% 33%

0% 0% 0% 0%

-3

-2

-1

0

1

2

3

TWh

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

EXTRAÇÃOWITHDRAWAL

INJEÇÃOINJECTION

EXISTÊNCIAS (NÃO INCLUEM CUSHION GAS)STORAGE (WITHOUT CUSHION GAS)

1,62,0


RNTGN – PONTA MÁXIMA DIÁRIA E DIA DE MAIOR CONSUMORNTGN – DAILY AND HOURLY PEAK DEMAND

RNTGN – DIAGRAMA DO DIA DA PONTA ANUALRNTGN – LOAD DIAGRAM ON THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND

11.02.2015 11.12.2014 Var. (%)

MÁXIMO HORÁRIOMAXIMUM LOAD GWh 11 10 5

MÍNIMO HORÁRIOMINIMUM LOAD GWh 5 4 16

FATOR DE CARGALOAD FACTOR 0,77 0,76

MIN. HORÁRIO/MAX. HORÁRIOMIN. LOAD/MAX. LOAD 0,47 0,43

2015

04 2681012

2014

2013

2012

2011

0 8040 160 200120 240

10,7

10,2

11,7

9,9

11,5

207

184

202

207

224

11 FEV (19-20h)

11 DEZ (20-21h)

09 DEZ (20-21h)

12 JAN (20-21h)

14 MAR (19-20h)

10 SET

11 DEZ

09 DEZ

12 JAN

08 FEV

PONTA HORÁRIAHOURLY PEAK OFFTAKE

CONSUMO MÁXIMO DIÁRIOMAXIMUM DAILY OFFTAKE

GWh GWh

0

12

10

8

6

4

2

GWh

0 4 8 12 16 20 24h 0 4 8 12 16 20 24h



11.02.2015 11.12.2014


RNTGN – CARACTERÍSTICASRNTGN – CHARACTERISTICS

2015 2014RNTGNRNTGN

km de gasodutoskm of gas pipelines 1 375 1 375


Nº de tanquesNº of tanks 3 3

Capacidade de armazenamento GNL [m3]LNG storage capacity [m3] 390 000 390 000

Capacidade de regaseificação [m3(n)/h]Regasification capacity [m3(n)/h] 1 350 000 1 350 000

Capacidade máxima de navios GNL [m3]LNG maximum capacity of tankers [m3] 216 000 216 000

Enchimento de cisternas GNL [m3(n)/h]LNG tanker trucks filling station capacity [m3(n)/h] 175 175

ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEOUNDERGROUND STORAGE

Nº de cavernasNº of salt caverns 6 5

Capacidade de armazenamento GN [Mm3]NG storage capacity [Mm3] 332 310

Capacidade de extração [Mm3(n)/dia]Withdrawal capacity [Mm3(n)/dia] 7,2 7,2

Capacidade de injeção [Mm3(n)/dia]Injection capacity [Mm3(n)/dia] 2 2

1m3(n) -11.9 kWh (PCS)1m3[GNL] – 6800 kWh (PCS)

0

300

250

200

150

100

50

Nº ESTAÇÕESSTATIONS

0

1 500

1 250

1 000

750

500

250

km

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20152006

69

1 218

1 375

COMPRIMENTO DE GASODUTOPIPELINE LENGHT

JTC ESTAÇÃO DE JUNÇÃO PARA DERIVAÇÃOJTC JUNCTION STATION

ICJCT ESTAÇÃO DE INTERLIGAÇÃO EM TICJTC T INTERCONNECTION STATION

CTS ESTAÇÃO DE TRANSFERÊNCIA DE CUSTÓDIACTS CUSTODY TRANSFER STATION

BV ESTAÇÃO DE VÁLVULA DE SECCIONAMENTOBV BLOCK VALVE STATION

GRMS ESTAÇÃO DE REGULAÇÃO E MEDIÇÃO DE GÁSGRMS GAS REGULATION AND METERING STATION

70

41 4115 1 1

2 215

46 46

85 85

45 455 5

66 66


EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DO GÁS NATURALNATURAL GAS CHARACTERISTICS EVOLUTION

13,0

13,5

16,5

16,0

15,5

15,0

14,5

14,0

kWh/m3(n)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20152006

LIMITE MÁXIMOMAXIMUM LIMIT


CAMPO MAIOR LIMITE MÍNIMOMINIMUM LIMIT

ÍNDICE DE WOBBEWOBBE INDEX

0,50

0,75

0,70

0,65

0,60

0,55

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20152006

DENSIDADE RELATIVASPECIFIC GRAVITY


EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DO GÁS NATURALNATURAL GAS CHARACTERISTICS EVOLUTION

QUALIDADE DE SERVIÇOSERVICE QUALITY

MÉDIA TIEAIT AVERAGE

0,0

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

2,0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20152006

EVOLUÇÃO DO TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE – TIEAVERAGE INTERRUPTION TIME – AIT

MINUTOSMINUTES

TIEAIT

0,00



ESPANHA

CA

RR

IÇO

VA

LE

NÇ

AD

O M

INH

O

CA

MP

O M

AIO

RB

UC

EL

AS

SIN

ES

RE

NA

TL

ÂN

TIC

O

RE

NA

RM

AZ

EN

AG

EM

RED

EN

AC

ION

AL

DE

TRA

NSP

OR

TE

DE

GÁ

S N

ATU

RA

LIN

FR

AE

STR

UT

UR

AS

DE

AR

MA

ZE

NA

ME

NTO

E

TE

RM

INA

IS D

E G

NL

2015

PO

RT

UG

AL

CO

NT

INE

NTA

L

INFR

AES

TRU

TUR

AS

EM

OPE

RA

ÇÃ

OIN

FR

AS

TR

UC

TU

RE

S IN

OP

ER

AT

ION

ESTA

ÇÃ

O D

E SE

CC

ION

AM

EN

TO (

BV

)B

LOC

K V

ALV

E S

TAT

ION

(B

V)

DES

PAC

HO

NA

CIO

NA

LN

AT

ION

AL

DIS

PATC

H

AR

MA

ZE

NA

GE

M S

UB

TER

RÂ

NE

AU

ND

ER

GR

OU

ND

STO

RA

GE

TER

MIN

AL

DE

GN

LLN

G T

ER

MIN

AL

PON

TO D

E IN

TER

LIG

AÇ

ÃO

INT

ER

CO

NN

EC

TIO

N P

OIN

T

RN

TGN

- E

M P

RO

JETO

RN

TGN

- IN

PR

OJE

CT

ESTA

ÇÃ

O D

E R

EGU

LAÇ

ÃO

DE

PRES

SÃO

E M

ED

IÇÃ

O (G

RM

S)G

AS

RE

GU

LA

TIN

G

AN

D M

ET

ER

ING

STA

TIO

N (G

RM

S)


ESPANHA

CA

RR

IÇO

VA

LE

NÇ

AD

O M

INH

O

CA

MP

O M

AIO

RB

UC

EL

AS

SIN

ES

RE

NA

TL

ÂN

TIC

O

RE

NA

RM

AZ

EN

AG

EM

RED

EN

AC

ION

AL

DE

TRA

NSP

OR

TE

DE

GÁ

S N

ATU

RA

LIN

FR

AE

STR

UT

UR

AS

DE

AR

MA

ZE

NA

ME

NTO

E

TE

RM

INA

IS D

E G

NL

2015

PO

RT

UG

AL

CO

NT

INE

NTA

L

INFR

AES

TRU

TUR

AS

EM

OPE

RA

ÇÃ

OIN

FR

AS

TR

UC

TU

RE

S IN

OP

ER

AT

ION

ESTA

ÇÃ

O D

E SE

CC

ION

AM

EN

TO (

BV

)B

LOC

K V

ALV

E S

TAT

ION

(B

V)

DES

PAC

HO

NA

CIO

NA

LN

AT

ION

AL

DIS

PATC

H

AR

MA

ZE

NA

GE

M S

UB

TER

RÂ

NE

AU

ND

ER

GR

OU

ND

STO

RA

GE

TER

MIN

AL

DE

GN

LLN

G T

ER

MIN

AL

PON

TO D

E IN

TER

LIG

AÇ

ÃO

INT

ER

CO

NN

EC

TIO

N P

OIN

T

RN

TGN

- E

M P

RO

JETO

RN

TGN

- IN

PR

OJE

CT

ESTA

ÇÃ

O D

E R

EGU

LAÇ

ÃO

DE

PRES

SÃO

E M

ED

IÇÃ

O (G

RM

S)G

AS

RE

GU

LA

TIN

G

AN

D M

ET

ER

ING

STA

TIO

N (G

RM

S)


FICHA TÉCNICADADOS TÉCNICOS | TECHNICAL DATA 2015

AUTORREN

DESIGNWhite Brand Services

TIRAGEM PRINT-RUN4 000 Exemplares


Avenida Estados Unidos da América, 551749-061 LisboaTelefone: +351 210 013 500

www.ren.pt

REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A.

Documents

DADOS TÉCNICOS 2015