DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2016 - ren.pt · da linha a 400 kV entre a subestação de Pedralva...

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REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A.

DADOS TÉCNICOSTECHNICAL

DATA2016

Af_148x210_Dados_Tecnicos_2016_REN.indd 1 23/03/17 12:38

DADOS TÉCNICOSTECHNICAL DATA

2016


4 DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 2016

ELETRICIDADEELECTRICITY

TRANSPORTAMOS ENERGIA DE CONFIANÇADELIVERING RELIABLE ENERGY


SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM

06

09

CARACTERIZAÇÃO DO ANO Year Characterization

ABASTECIMENTO DO CONSUMO Power Generation

08

10

REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃO Generation

SATISFAÇÃO DO CONSUMOSupply

08

10

PRODUÇÃO RENOVÁVEL Renewable Generation

EVOLUÇÃO DO CONSUMO Consumption Evolution

15EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA E PONTA Installed Capacity and Peak Evolution

16REDE NACIONAL DE TRANSPORTE National Transmission Grid

16EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE National Transmission Grid Evolution

17QUALIDADE DE SERVIÇOService Quality

18REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE ELETRICIDADENational Transmission Grid

11

12

ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADE Capability Factor

CONSUMO E PRODUÇÃO MÁXIMOS ANUAIS Maximum Annual Consumption and Generation

11

13

EMISSÕES DE CO2 CO2 Emissions

DIAGRAMA DE CONSUMO NO DIA DA PONTA ANUAL Load Diagram on the Day of Annual Peak Demand

12

14

TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕES Imports and Exports

PARQUE ELETROPRODUTOR Generation Equipment



ENERGIA RENOVÁVEL RENEWABLE ENERGY

Em 2016 o consumo de energia elétrica abastecido a partir da rede pública, cresceu, face ao ano anterior 0,6%, ou 0,4% com correção dos efeitos de temperatura e número de dias úteis, totalizando 49,3 TWh. Este consumo, que é o mais elevado desde 2011, fica a 5,6% do máximo histórico registado em 2010.

A ponta do consumo nacional, 8 141 MW, registou-se no dia 17 de fevereiro, ficando 480 MW abaixo da registada no ano anterior e a 1 260 MW da máxima histórica de 2010. Ao contrário, a ponta da produção nacional registou o valor mais elevado de sempre, com 11 488 MW, no dia 18 de fevereiro.

Em 2016 a produção renovável abasteceu 57% do consumo nacional + saldo exportador, face aos 47%, registados no ano anterior. Na produção hidráulica, que abasteceu 28% do consumo, registaram-se condições excecionais com o índice de produtibilidade respetivo a situar-se em 1,33. A produção eólica, que ficou em linha com o regime médio, abasteceu 22% do consumo. Ainda nas renováveis a biomassa abasteceu 5% do consumo e as fotovoltaicas 1,4%. Na produção não renovável o carvão abasteceu 21% do consumo e o gás natural, ciclo combinado e cogeração, igualmente 21%. Nas trocas com o estrangeiro registou-se o primeiro saldo exportador desde 1999, passando também a ser o mais elevado de sempre, equivalendo a 10% do consumo.

A potência instalada no sistema nacional aumentou este ano para 19 518 MW destacando-se nas novas instalações a central de Frades II, integrada no aproveitamento de Venda Nova/Frades com 780 MW reversíveis. Nas eólicas a potência instalada aumentou 200 MW destacando-se o parque Douro Sul, com 149 MW, enquanto nas fotovoltaicas o aumento de potência foi pouco significativo.

No desenvolvimento da RNT destaca-se, na região do Minho, a construção da linha a 400 kV entre a subestação de Pedralva e a zona de Ponte de Lima, a qual continuará para sul, até à atual subestação de Vila Nova de Famalicão. Para melhoria de alimentação aos consumos nos concelhos de Fafe, Guimarães, Vizela e Felgueiras (alimentados pela subestação de Fafe), destaca-se a abertura para a subestação de Fafe da linha a 150 kV Terras Altas de Fafe-Riba d’Ave. Com este reforço, tornou-se possível colocar definitivamente fora-de-serviço a subestação da RNT de Guimarães (bem como o seu ramal), com características técnicas limitadas e sem condições de expansibilidade. Para além destes projetos, foram também realizados investimentos de modernização de ativos em fim de vida útil, nomeadamente com a remodelação integral das subestações do Carregado e Porto Alto, a remodelação das linhas Feira – Lavos e Pego – Falagueira, a 400kV, e da linha Fratel – Falagueira, a 150kV, e ainda a conclusão da remodelação dos sistemas de proteção, automação e controlo nas subestações do Torrão, Évora, Rio Maior, Chafariz e Vila Fria.

CARACTERIZAÇÃO DO ANO

CONSUMO CONSUMPTION

49,3 TWh

2016

57 %

SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL


ELETRICIDADE ELECTRICITY 7

YEAR CHARACTERIZATION

In 2016, electricity consumption supplied by the public grid grew from the previous year by 0.6%, or 0.4% when corrected for the effects of temperature and number of business days, totalling 49.3 TWh. This consumption, which is the highest since 2011, is 5.6% from the all-time high recorded in 2010.

The national consumption peak, 8,141 MW, was recorded on 17 February, 480 MW below the previous year and 1,260 MW below the all-time high recorded in 2010. In the opposite direction, the national production’s peak recorded the highest value ever, with 11,488 MW, on 18 February.

In 2016, renewable production supplied 57% of the national consumption + net exports, which compares to the 47% recorded in the previous year. Concerning hydro production, which supplied 28% of consumption, exceptional conditions were recorded, with the corresponding capability index at 1.33. Wind production, which was in line with average conditions, supplied 22% of consumption. Still in renewables, biomass supplied 5% of consumption and photovoltaic power supplied 1.4%. In non-renewable production, coal supplied 21% of consumption, with natural gas, combined cycle and cogeneration also supplying 21%. In foreign trade, exports outweighed imports for the first time since 1999, also reaching their all-time high, amounting to 10% of consumption.

Installed power in the national system this year increased to 19,518 MW, with the Frades II plant standing out among new facilities, integrated in the Venda Nova/Frades cluster with 780 MW reversible power. In wind generation, installed power capacity increased by 200 MW with Douro Sul park standing out with 149 MW, whereas the power increase in photovoltaic generation was negligible.

In the development of the RNT, in the region of Minho, the construction of the 400 kV line between the Pedralva substation and the Ponte de Lima region, which will continue south to the current substation of Vila Nova de Famalicão, stands out. To improve supply for the consumption in the municipalities of Fafe, Guimarães, Vizela and Felgueiras (fed by the Fafe substation), the highlight would be the opening of the 150 kV line Terras Altas de Fafe–Riba d’Ave to the Fafe substation. With this reinforcement, it is now possible to definitely shut down the RNT substation of Guimarães (as well as its extension), with limited technical characteristics and without the possibility of expansion. In addition to these projects, investments were also carried out to modernize assets at the end of their service life, namely with the full remodelling of the Carregado and Porto Alto substations, the remodelling of the Feira – Lavos and Pego – Falagueira lines, at 400 kV, and of the Fratel – Falagueira line, at 150 kV, and with the end of the remodelling of the protection, automation and control systems in the Torrão, Évora, Rio Maior, Chafariz and Vila Fria substations.

NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM



47%

48%NÃO RENOVÁVELNON-RENEWABLE

SALDO IMPORTADORIMPORT BALANCE

RENOVÁVELRENEWABLE

REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃO GENERATION

PRODUÇÃO RENOVÁVEL RENEWABLE GENERATION

1%

22%

28%

21%

21%

1%

5%

2%

23%

17%

28%

20%

1%

5%

5%

43%

0%

NÃO RENOVÁVELNON-RENEWABLE


RENOVÁVELRENEWABLE

2016

2015

2016 2015

5%

57%


HIDRÁULICAHYDRO

SOLARSOLAR

EÓLICAWIND

OUTROSOTHERS

CARVÃOCOAL

GÁS NATURALNATURAL GAS

BIOMASSABIOMASS


ABASTECIMENTO DO CONSUMO POWER GENERATION

Consumo referido à produção líquida (GWh)

Net demand (GWh)

2016 2015 Var. (%)

PRODUÇÃO TOTAL TOTAL GENERATION 55 873 48 165 16

PRODUÇÃO RENOVÁVEL RENEWABLE GENERATION 31 069 23 165 34

Hídrica Hydro 15 413 8 453 82

Mini-hídrica Small Hydro 1 332 816 63

Eólica Wind 12 188 11 334 8

Biomassa Biomass 2 687 2 618 3

Cogeração Cogeneration 1 491 1 366 9

Solar Solar 781 760 3

PRODUÇÃO NÃO RENOVÁVEL NON-RENEWABLE GENERATION 23 587 23 840 -1

Carvão Coal 11 698 13 677 -14

Gás Natural Natural Gas 11 571 9 807 18

Cogeração Cogeneration 4 197 4 566 -8

Outros Others 318 356 -11

Cogeração Cogeneration 74 122 -40

PRODUÇÃO POR BOMBAGEM PUMPED STORAGE GENERATION 1 217 1 160 5

Bombagem Hidroelétrica Consumption of Pumps 1 519 1 467 4

SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE -5 085 2 266 -

Importação (valor comercial) Imports (commercial schedules) 1 973 4 549 -57

Exportação (valor comercial) Exports (commercial schedules) 7 055 2 283 209

CONSUMO TOTAL TOTAL DEMAND 49 269 48 964 0,6

(c/ correção de temperatura e dias úteis)(corrected by temperature and number of working days) 0,4

Produção Despachável Dispatchable Generation 34 369 27 715 24

Produção não Despachável Non-Dispatchable Generation 21 504 20 450 5




0

10

20

30

40

50

60TWh

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

-6

-4

-2

0

2

4

6

% GWh

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

GWhGWh

EVOLUÇÃOVARIATON

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

SATISFAÇÃO DO CONSUMOSUPPLY

EVOLUÇÃO DO CONSUMOCONSUMPTION EVOLUTION


HIDRÁULICAHYDRO

SOLARSOLAR

EÓLICAWIND

BIOMASSABIOMASS

CONSUMOCONSUMPTION

OUTROSOTHERS

CARVÃOCOAL




0,90

0,80

1,00

1,10

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

0,990,94

0,97

0,90

0,99

1,011,00

SOLARSOLAR

0.2

0.6

1

1.4

0,77

0,56

0,77

1,31

0,92

0,47

1,171,27

0,74

1,33

HIDROELÉTRICAHYDRO

EÓLICAWIND

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20160.8

1.0

1.2

0,93

1,01 1,041,09

0,97

1,04

1,181,11

1,01 1,00

ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADECAPABILITY FACTOR

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

2016

2015

kt

EMISSÕES DE CO2CO2 EMISSIONS

CARVÃOCOAL




-5

-10

0

5

10

TWh

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

IMPORTAÇÃOIMPORTS

EXPORTAÇÃOEXPORTS

SALDOBALANCE

2016

050100150200250

2015

2014

2013

2012

0 6 0002000 4000 10 0008 000 12 000

160 17 FEV

232 18 FEV

168 21 JAN

199 02 FEV

162 04 FEV

205 06 FEV

163 10 DEZ

181 11 ABR

167 03 FEV

174 15 NOV

8 14117 FEV – 19.30h

11 48818 FEV – 20.00h

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

ENERGIA DIÁRIA (GWh)ENERGY

POTÊNCIA (MW)PEAK

CONSUMODEMAND

PRODUÇÃOGENERATION

TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕESIMPORTS AND EXPORTS

CONSUMO E PRODUÇÃO MÁXIMOS ANUAISMAXIMUM ANNUAL CONSUMPTION AND GENERATION



17.02.2016 07.01.2015 Var. (%)

POTÊNCIA MÁXIMAMAXIMUM LOAD MW 8 141 8 618 -5,5

POTÊNCIA MÍNIMAMINIMUM LOAD MW 4 814 4 851 -0,8

Fator de cargaLoad factor 0,82 0,80

Pot. min./Pot. max.Min. Load/Max. Load 0,59 0,56

0

10 000

12 000

8 000

6 000

4 000

2 000

MW

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

17.02.2016 07.01.2015

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


HIDRÁULICAHYDRO

SOLARSOLAR

EÓLICAWIND

BIOMASSABIOMASS

CONSUMOCONSUMPTION

OUTROSOTHERS

CARVÃOCOAL



Potência instalada no final do ano 1) (MW)

Installed capacity at the end of the year 1) (MW)2016 2015 Var.

TOTAL 19 518 18 563 955

RENOVÁVEL RENEWABLE 13 046 12 044 1 001

Hídrica Hydro 6 945 6 156 790

Mini-hídrica Small Hydro 423 418 5

Eólica Wind 5 046 4 846 200

Biomassa Biomass 615 614 1

Cogeração Cogeneration 353 353 0

Solar Solar 439 429 10

NÃO RENOVÁVEL NON-RENEWABLE 6 473 6 519 -46

Carvão Coal 1 756 1 756 0

Gás Natural Natural Gas 4 657 4 698 -41


Outros Others 60 65 -5


BOMBAGEM PUMPS 2 437 1 638 799

CENTRAIS DESPACHÁVEISDISPATCHABLE POWER STATIONS 12 108 11 323 784

CENTRAIS NÃO DESPACHÁVEISNON-DISPATCHABLE POWER STATIONS 7 411 7 240 171

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 Thermal Generators under the directive 399/2002. The wind power figure includes the additional power pursuant to Decree-Law No. 94/2014.

PARQUE ELETROPRODUTORGENERATION EQUIPMENT




0

20 000

18 000

16 000

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

2 000

4 000

MW

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

CENTRAIS DESPACHÁVEISDISPATCHABLE POWER STATIONS

CENTRAIS NÃO DESPACHÁVEISNON-DISPATCHABLE POWER STATIONS

PONTAPEAK LOAD

EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA E PONTAINSTALLED CAPACITY AND PEAK EVOLUTION



2016 2015 Var.

COMPRIMENTO DAS LINHAS (km)LENGTH OF LINES (km) 8 863 8 805 58

400 kV 2 670 2 632 38220 kV 3 611 3 611 0150 kV 2 582 2 562 20

POTÊNCIA DE TRANSFORMAÇÃO (MVA)TRANSFORMER CAPACITY (MVA) 36 636 36 673 -37

Autotransformação (MAT/MAT)Autotransformers (VHV/VHV) 13 890 14 040 -150

Transformação (MAT/AT)Transformers (VHV/HV) 22 426 22 313 113

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

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

AUTOTRANSFORMADORESAUTOTRANSFORMERS

TRANSFORMADORESTRANSFORMERS

LINHAS 220 kVLINES 220 kV



REDE NACIONAL DE TRANSPORTENATIONAL TRANSMISSION GRID

EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTENATIONAL TRANSMISSION GRID EVOLUTION



Evolução do tempo de interrupção equivalente (tie)

Average interruption time (ait)

0

5

4

3

2

1

MinutosMinutes

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TIEAIT

MÉDIA MÓVEL 5 ANOS5 YEARS AVERAGE

QUALIDADE DE SERVIÇOSERVICE QUALITY


RED

EN

AC

ION

AL

DE

TRA

NSP

OR

TE

DE

ELET

RIC

IDA

DE

NA

TIO

NA

L T

RA

NS

MIS

SIO

N G

RID

RE

DE

DE

MU

ITO

A

LTA

TE

NSÃ

OV

ER

Y H

IGH

-VO

LTA

GE

N

ET

WO

RK

2016

PO

RT

UG

AL

CO

NT

INE

NTA

L

LIN

HA

40

0 k

V4

00

kV

LIN

E

ESPANHASPAIN

LISB

OA

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




TRANSPORTAMOS ENERGIA COM SEGURANÇADELIVERING SAFE ENERGY


SISTEMA NACIONAL DE GÁS NATURAL NATIONAL NATURAL GAS SYSTEM

22

25

CARACTERIZAÇÃO DO ANO Year Characterization

SNGN – ENTRADAS VS SAÍDAS SNGN – Inputs vs outputs

24

25

SNGN – REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNLSNGN – NG vs LNG input share

SNGN – EVOLUÇÃO DO CONSUMO SNGN – Demand Evolution

24

26

SNGN – APROVISIONAMENTO SNGN – Supply

SNGN – SATISFAÇÃO DO CONSUMO SNGN – Supply

26EVOLUÇÃO DO CONSUMO – VARIAÇÃO ANUAL Consumption Variation

27RNTGN - PONTA MÁXIMA DIÁRIA DIA DE MAIOR CONSUMO RNTGN - Daily and hourly peak demand

28RNTGN – CARACTERÍSTICAS RNTGN – Characteristics

30ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO Underground Storage

27RNTGN – DIAGRAMA DO DIA DA PONTA ANUAL RNTGN – Load diagram on the day of annual peak demand

31EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DO GÁS NATURALNatural Gas Characteristics Evolution

32REDE NACIONAL DE TRANSPORTE DE GÁS NATURALNational Transmission Grid



Em 2016 o consumo de gás natural totalizou 55,8 TWh (4,69 bcm) registando um crescimento de 6,9% face ao ano anterior e a 3,4% do máximo histórico registado em 2010.

O segmento de produção de energia elétrica em regime ordinário registou o consumo mais elevado desde 2011, crescendo 39% face ao ano anterior e representando 28% do consumo total. No segmento do mercado convencional registou-se um consumo de 40,5 TWh, recuando 1,8% face ao ano anterior devido à redução de atividade dos grandes cogeradores registada no início de 2016. No segmento convencional, o consumo das redes de distribuição representou 42% do total nacional, o consumo em alta pressão 28%, e as unidades autónomas de gaseificação, incluindo o abastecimento à região autónoma da Madeira, 2%.

Com o crescimento do consumo verificado este ano, registaram-se aumentos nas entradas de gás, tanto através das interligações com Espanha como através do terminal de GNL de Sines. As interligações com Espanha, Campo Maior e Valença, asseguraram cerca de 2/3 do aprovisionamento nacional com gás proveniente da Argélia, enquanto o restante, através do terminal de GNL de Sines, teve origem predominantemente na Nigéria.

A RNTGN transportou em 2016, 56,7 TWh (4,77 bcm), servindo as redes de distribuição, os clientes abastecidos diretamente em alta pressão e ainda o Armazenamento Subterrâneo do Carriço. As entradas no sistema nacional a partir das interligações totalizaram 36,5 TWh, o valor mais elevado desde 2002.

O Terminal de GNL de Sines recebeu, em 2016, 26 navios, menos 3 do que no ano anterior, embora com um aumento de 1,5% no gás movimentado, que totalizou 24,8 TWh. Realizaram-se 22 operações de descarga, 3 operações de carga e ainda uma operação de cooldown. O terminal injectou na rede de transporte 18,2 TWh, com um aumento de 13% face ao ano anterior e abasteceu ainda 4 629 camiões cisterna de GNL, correspondentes a 1,34 TWh, um valor semelhante ao verificado no ano anterior e que inclui 0,3 TWh destinados à região autónoma da Madeira.

No Armazenamento Subterrâneo do Carriço movimentaram-se 3,8 TWh, um valor superior em 45% ao ocorrido no ano anterior.

SISTEMA NACIONALDE GÁS NATURAL

CARACTERIZAÇÃO DO ANO

CONSUMO CONSUMPTION

55,8 TWh

2016

EVOLUÇÃO DO CONSUMO CONSUMPTIONGROWTH

+6,9 %


23GÁS NATURAL NATURAL GAS

In 2016, natural gas consumption amounted to 55.8 TWh (4.69 bcm), recording a growth of 6.9% from the previous year and 3.4% below the all-time high recorded in 2010.

The production of electricity under the ordinary regime recorded the highest consumption since 2011, growing 39% in comparison with the previous year and accounting for 28% of total consumption. In the conventional market segment, there was a consumption of 40.5 TWh, decreasing 1.8% from the previous year due to reduced activity by large cogeneration producers registered in the beginning of 2016. In the conventional segment, consumption by distribution networks accounted for 42% of the national total, high-pressure consumption accounted for 28%, and the autonomous gasification units, including supply to the autonomous region of Madeira, accounted for 2%.

With the consumption growth recorded this year, there have been increases in gas entries, both through interconnections with Spain and through the Sines LNG terminal. The interconnections with Spain, i.e., Campo Maior and Valença, were responsible for about 2/3 of the national supply with gas coming from Algeria, while the rest, via the Sines LNG terminal, originated predominantly in Nigeria.

The National Natural Gas Transport Network (RNTGN – Rede Nacional de Transporte de Gás Natural) transported, in 2016, 56.7 TWh (4.77 bcm), serving the distribution networks, the customers supplied directly at high pressure and also Carriço’s Underground Storage. In interconnections, the entries into the national system amounted to 36.5 TWh, the highest number since 2002.

The Sines LNG Terminal received, in 2016, 26 ships, three less than in the previous year, although with a 1.5% increase in handled gas, which totalled 24.8 TWh. There were 22 unloading operations, three loading operations and also a cooldown operation. The terminal injected 18.2 TWh into the transmission network, with a 13% increase over the previous year and additionally supplied 4,629 tankers with LNG, corresponding to 1.34 TWh, a number similar to the previous year’s and that includes 0.3 TWh intended for the autonomous region of Madeira.

In Carriço’s Underground Storage, 3.8 TWh were handled, a number 45% higher than the previous year’s.

NATIONAL NATURAL GAS SYSTEMYEAR CHARACTERIZATION


DADOS TÉCNICOS TECHNICAL DATA 201624

SNGN - REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNL SNGN - NG VS LNG INPUT SHARE

GNLLNG

GNNG

35%

65%

33%

67%2016 2015

SNGN – APROVISIONAMENTOSNGN – SUPPLY

0

100

80

60

40

20

%

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TERMINAL DE GNLLNG TERMINAL

CAMPO MAIOR VALENÇA DO MINHO

20162007

63% 57% 33% 35%

37% 43% 67% 65%


SNGN – EVOLUÇÃO DO CONSUMOSNGN – DEMAND EVOLUTION

GWh 2016 2015 Var. (%)

CONSUMO CONSUMPTION 55 8481) 52 2392) 6,9

MERCADO ELÉTRICO ELECTRICITY MARKET 15 388 11 047 39

MERCADO CONVENCIONALCONVENTIONAL MARKET 40 460 41 192 -2

GMRS* – Distribuição GRMS* – Distribution 23 595 23 298 1

AP – Clientes Alta PressãoHP – High Pressure Clients 15 530 16 559 -6

UAG – Unidade Autónoma GaseificaçãoUAG – Autonomous Gas Unit 1 335 1 335 0

1) 2016 4,7 bcm 2) 2015 4,4 bcm

GWh 2016 2015 Var. (%)

ENTRADAS ENTRY POINTS 58 421 56 019 4

INTERLIGAÇÕES INTERCONNECTIONS 36 446 35 235 4

Campo Maior 36 162 35 076 3Valença do Minho 285 158 80

TERMINAL GNL LNG TERMINAL 21 974 20 784 6

Navios Tankers 21 974 20 784 6

SAÍDAS EXIT POINTS 58 867 55 826 5

INTERLIGAÇÕES INTERCONNECTIONS 249 0 -

Campo Maior 0 0 0Valença do Minho 249 0 -

TERMINAL GNL LNG TERMINAL 4 106 4 922 -17

Navios Tankers 2 771 3 588 -23Cisternas Tanker trucks 1 336 1 335 0Continente Mainland 1 017 932 9Madeira 319 403 -21

SAÍDAS PARA CONSUMO 54 512 50 904 7

SNGN – ENTRADAS VS SAÍDASSNGN – INPUTS VS OUTPUTS

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

GÁS NATURAL NATURAL GAS 25



EVOLUÇÃO DO CONSUMO – VARIAÇÃO ANUALCONSUMPTION VARIATION

-10

-5

0

15

10

5

25

20

%

-4

0

-2

4

2

8

6

10TWh

‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13 ‘14 ‘15 ‘16-100

-50

0

150

100

50

250

200

%

-10

0

-5

10

5

20

15

25TWh

‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13 ‘14 ‘15 ‘16

ELÉTRICOELECTRICITY

CONVENCIONALCONVENTIONAL

TWh EVOLUÇÃO (%)VARIATION

TWh

SNGN – SATISFAÇÃO DO CONSUMOSNGN – SUPPLY

0

60

50

40

30

20

10

TWh

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015



20162007

21

27

25

28

11

41

15

40



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

2016

04 2681012

2015

2014

2013

2012

0 10050 200 250150

11,6

10,7

10,2

11,7

9,9

222

207

184

202

207

28 NOV (19-20h)

11 FEV (19-20h)

11 DEZ (20-21h)

09 DEZ (20-21h)

12 JAN (20-21h)

28 NOV

10 SET

11 DEZ

09 DEZ

12 JAN

PONTA HORÁRIAHOURLY PEAK OFFTAKE

CONSUMO MÁXIMO DIÁRIOMAXIMUM DAILY OFFTAKE

GWh GWh

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

0

12

10

8

6

4

2

GWh

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

28.11.2016 11.02.2015



28.11.2016 11.02.2015

28.11.2016 11.02.2015 Var. (%)

MÁXIMO HORÁRIOMAXIMUM LOAD GWh 11,6 10,7 7,6%

MÍNIMO HORÁRIOMINIMUM LOAD GWh 4,9 5,0 -2,7%

FATOR DE CARGALOAD FACTOR 0,79 0,77

MIN. HORÁRIO/MAX. HORÁRIOMIN. LOAD/MAX. LOAD 0,42 0,47



RNTGN – CARACTERÍSTICASRNTGN – CHARACTERISTICS

0

300

250

200

150

100

50

Nº ESTAÇÕESSTATIONS

0

1 500

1 250

1 000

750

500

250

km

2008 2009 2010 2011 2011 2013 2014 2015 20162007

70

1 218

1 375

COMPRIMENTO DE GASODUTOPIPELINE LENGHT

JTC ESTAÇÃO DE JUNÇÃO PARA DERIVAÇÃOJTC JUNCTION STATION

ICJCT ESTAÇÃO DE INTERLIGAÇÃO EM TICJCT 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

74

41 41

15 1 12 219

46 48

85 85

45 455 5

66 66


2016 2015RNTGN RNTGN

km de gasodutos km of gas pipelines 1 375 1 375

TERMINAL DE GNL LNG TERMINAL

Nº de tanques Nº 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 cavernas Nº of salt caverns 6 6

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

333 333

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/GCV)1m3[GNL/LNG] – 6800 kWh (PCS/GCV)




ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEOUNDERGROUND STORAGE

-3

-2

-1

0

1

2

3

TWh

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

EXTRAÇÃOWITHDRAWAL

INJEÇÃOINJECTION

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

1,21,4



12,0

13,0

16,0

15,0

14,0

kWh/m3(n)

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162007

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162007

LIMITE MÁXIMO

MAXIMUM LIMIT

TERMINAL DE GNL

LNG TERMINAL

CAMPO MAIOR LIMITE MÍNIMO

MINIMUM LIMIT

ÍNDICE DE WOBBEWOBBE INDEX

0,50

0,70

0,65

0,60

0,55

DENSIDADE RELATIVASPECIFIC GRAVITY

EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DO GÁS NATURALNATURAL GAS CHARACTERISTICS EVOLUTION



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

LN

AT

ION

AL

TR

AN

SM

ISS

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GR

ID

INF

RA

EST

RU

TU

RA

S D

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AZ

EN

AM

EN

TO

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ER

MIN

AIS

DE

GN

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OU

ND

STO

RA

GE

IN

FR

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TR

UC

TU

RE

S

AN

D L

NG

TE

RM

INA

LS

2016

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

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CC

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TO (

BV

)B

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V)

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ION

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STO

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- E

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RM

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G

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TIO

N (G

RM

S)

ESPANHASPAIN


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