PLANO DE INVESTIMENTOS DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE · de Transporte 2006 – 2011, para permitir...

Rede Eléctrica Nacional, S.A. PLANO DE INVESTIMENTOS DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE 2004-2009

PLANO DE INVESTIMENTOS DA

REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

2006 – 2011

Volume 1

Texto e Anexos 1 a 7

Novembro de 2005

Nota Introdutória:

O presente documento é uma versão simplificada do Plano de Investimentos da Rede Nacional

de Transporte 2006 – 2011, para permitir uma consulta fácil da internet, sem que, contudo,

tenha perdido a sua essência.

Quaisquer dúvidas que a consulta deste documento possa suscitar deverão ser remetidas para

a REN, S.A. através do correio electrónico – [email protected]

Plano de Investimentos da Rede Nacional de Transporte 2006-2011

Índice

ÍNDICE VOLUME 1 TEXTO

SUMÁRIO EXECUTIVO 1

1 ENQUADRAMENTO, ÂMBITO E CONTEÚDO 17 1.1 ENQUADRAMENTO LEGISLATIVO E REGULAMENTAR 17 1.2 ÂMBITO E CONTEÚDO 18

2 EVOLUÇÃO DAS CARGAS E DOS MEIOS DE PRODUÇÃO 23 2.1 CENÁRIO DE EVOLUÇÃO DOS CONSUMOS 23 2.2 PREVISÃO DE CARGAS ACTIVAS E REACTIVAS 24 2.3 EVOLUÇÃO DO SISTEMA PRODUTOR 33

3 PRESSUPOSTOS DECORRENTES DO MIBEL 43

4 PRINCÍPIOS E CRITÉRIOS DE PLANEAMENTO 47 4.1 PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 47 4.2 OUTROS PRINCÍPIOS DE PLANEAMENTO 49 4.3 CRITÉRIOS PARA OUTROS TIPOS DE INVESTIMENTOS 50

5 AMBIENTE E DESENVOLVIMENTO DA RNT 53 5.1 OS PRINCÍPIOS DA SUSTENTABILIDADE 53 5.2 ACTIVIDADE EMPRESARIAL COM MAIOR RELEVÂNCIA AMBIENTAL 55

6 CARACTERIZAÇÃO E JUSTIFICAÇÃO DOS INVESTIMENTOS E DA EVOLUÇÃO DA RNT 61 6.1 AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA (AEE) 62 6.2 TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA (TEE) 64

6.2.1 Área 1 - Faixa litoral a Norte do Grande Porto 67 6.2.2 Área 2 - Trás-os-Montes e eixo do Douro 73 6.2.3 Área 3 - Grande Porto 80 6.2.4 Área 4 - Faixa litoral entre o Grande Porto e a Grande Lisboa 85 6.2.5 Área 5 - Beiras interiores 91 6.2.6 Área 6 - Grande Lisboa e península de Setúbal 96 6.2.7 Área 7 - Alentejo 103 6.2.8 Área 8 - Algarve 110

6.3 QUADROS RESUMO DE ENTRADA/SAÍDA DE EQUIPAMENTO 114 6.3.1 Transformadores e linhas 114 6.3.2 Meios de gestão de reactiva 120

6.4 GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA (GGS) 121 6.4.1 Gestor do sistema 121 6.4.2 Telecomunicações de segurança 122

6.5 INFORMÁTICA 123

7 REMODELAÇÃO DE INSTALAÇÕES 126 7.1 SUBESTAÇÕES 126 7.2 LINHAS 129

8 INDICADORES DE EVOLUÇÃO 132


Índice

8.1 LINHAS 132 8.2 TRANSFORMADORES 134 8.3 PAINÉIS DE 60 KV PARA A DISTRIBUIÇÃO 137

9 ESTABILIDADE DO SISTEMA 140 9.1 PRINCÍPIOS GERAIS 140 9.2 ANÁLISES REALIZADAS E EM CURSO 141 9.3 CONCLUSÕES 144

10 EVOLUÇÃO DAS CORRENTES DE DEFEITO 146

11 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO 152 11.1 PREVISÕES PARA O ANO SEGUINTE 152 11.2 PERSPECTIVAS PARA ALÉM DE 2006 155

12 EVOLUÇÃO DAS PERDAS 158

13 CONDICIONANTES EXTERNAS E RISCOS 164

14 VALORES DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS 168 14.1 DESAGREGAÇÃO GLOBAL DOS INVESTIMENTOS 168 14.2 COMPARAÇÃO COM O PLANO ANTERIOR 171 14.3 INVESTIMENTOS COMPARTICIPADOS 174

Anexos 1. Padrões de Segurança de Planeamento da RNT

3. Quadros e mapas de entradas em serviço de 2006 a 2011

4. Mapas da RNT de 2005, 2006, 2008 e 2011

12. Mapas mais relevantes de trânsitos de potência

14. Evolução das correntes de defeito


Índice

Página em Branco

Plano de Investimentos da Rede Nacional de Transporte 2006-2011 1/175

Sumário executivo

PLANO DE INVESTIMENTOS DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE 2006 – 2011

SUMÁRIO EXECUTIVO

ENQUADRAMENTO

O Plano de Investimentos da Rede Nacional de Transporte 2006-2011 (adiante designado apenas por

Plano ou PIR 2006-11) apresenta, de acordo com a regulamentação em vigor, os investimentos

regulados a realizar pela REN, Rede Eléctrica Nacional, S.A., concessionária da Rede Nacional de

Transporte (RNT) para o período até ao ano 2011 (inclusive), embora englobe também, a título

indicativo, uma estimativa para os investimentos mais relevantes relacionados com a expansão

daquela rede até final de 2016.

Entre outros objectivos, este Plano dá resposta ao estipulado nos artigos 11º e 12º do actual

Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua versão de Agosto de 2005.

Os vectores mais relevantes que estão na base das decisões de investimento deste Plano são

os seguintes:

1. Garantia de abastecimento dos consumos.

2. Possibilidade de ligação de centrais de grande dimensão, hídricas e térmicas.

3. Criação de condições para a concretização dos objectivos nacionais no âmbito da Directiva

Europeia de promoção das energias renováveis (Directiva 2001/77/CE) no que respeita à

recolha e transporte da energia produzida, em particular da produção em regime especial

(PRE).

4. Criação de condições técnicas de funcionamento da RNT e outros requisitos a nível da REN

no âmbito da criação do Mercado Ibérico da Electricidade (MIBEL).

5. Necessidades de grande conservação ou remodelação de equipamentos em fim de vida útil.


Sumário executivo

6. Criação de soluções para alimentação dos projectos de linhas ferroviárias de alta velocidade

(linhas ferroviárias AVE).

O cenário de evolução dos consumos aqui assumido é o cenário alto e, relativamente à evolução

do sistema electroprodutor, é adoptado o cenário de referência de “sustentabilidade”, ambos

considerados no documento “Perspectivas de Evolução do Sistema Electroprodutor Português –

Período 2006-2025” (PESEP 2006-25) de Junho de 2005.

Neste quadro, o consumo final, líquido do auto-consumo, evoluirá desde os 45,8 TWh em 2006 até

aos 56,9 e 71,9 TWh, respectivamente nos anos de 2011 e 2016, a uma taxa média anual de 4,6%

neste período de 10 anos.

A evolução do parque produtor de grandes centrais hídricas considerada neste Plano é a

assumida no citado cenário do trabalho de perspectivas de evolução do sistema electroprodutor, o

qual, engloba, até 2016, as centrais do Baixo Sabor (2012), de Picote 2 (2012), de Linhares (2013),

de Bemposta 2 (2014) e de Foz-Tua (2015).

A nível de grandes centrais térmicas de base, encontram-se previstas no cenário de

sustentabilidade do PESEP 2006-25, até 2016, 6 novos grupos a carvão, 5 de ciclo combinado e 3 de

ciclo simples. Os 4 primeiros novos grupos a carvão foram supostos, neste Plano, ficar localizados

em Sines e os 5º e 6º em Lavos. Os ciclos combinados a seguir ao 3º grupo da central do Ribatejo

foram assumidos alternar entre as zonas do Pego e Lavos, sendo o primeiro no Pego. Por outro lado,

o último grupo de ciclo combinado a entrar neste período foi assumido dar início à substituição de

grupos da primeira grande central térmica a desclassificar, a actual central do Carregado a fuel-óleo.

Quanto a centrais de ponta e apoio em regime seco, assume-se a construção de três grupos de

250 MW de turbinas a gás, ciclo simples, a primeira no Algarve, em Tunes, para substituição em 2008

dos grupos da actual central aí existente que, entretanto, serão desclassificados. Os outros dois

grupos foram admitidos situarem-se no Norte do País, na zona do Grande Porto, em 2011 e 2015.

As desclassificações previstas de centrais são as dos grupos 3 e 4 da central de Tunes em 2008

(165 MW) da central do Barreiro em 2010 (56 MW), dos 6 grupos da central do Carregado em 2011

(710 MW) e dos 4 grupos da central de Setúbal em 2013 (946 MW).

No que respeita à ligação de produção em regime especial (PRE), o Plano engloba um conjunto de

reforços da RNT que irão permitir, no cumprimento dos “Padrões de Segurança de Planeamento da

RNT" em vigor, receber e transportar sem restrições significativas decorentes da RNT a potência

proveniente da PRE que se prevê que venha a concluir os seus projectos até 2010 de acordo com as

metas nacionais decorrentes da Directiva 2001/77/CE, as quais, na sua componente eólica,

passaram entretanto dos 2600 MW considerados no PIR 2002-07 para os 3750 MW assumidos no

PIR 2004-09 e, finalmente, para a meta considerada no PESEP 2006-25 e neste Plano de 4500 MW.


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Por conseguinte, houve necessidade de reestruturar, alargar ou antecipar alguns dos projectos de

reforço na RNT necessários para escoar essa potência no respeito pelos referidos “Padrões de

Segurança” relativamente ao que estava consignado no PIR 2004-09, em particular aumentando a

potência instalada de transformação.

Este Plano não contém investimentos relativos à construção do novo aeroporto de Lisboa, os

quais figuravam no PIR 2004-09 mas que foram, entretanto, retirados há algum tempo, enquanto se

aguardava definição mais concreta de avanço deste projecto.

Por outro lado, passou a incluir já um conjunto de investimentos ligados com a alimentação de 3 linhas ferroviárias AVE, mais exactamente Porto – Vigo, Lisboa – Madrid e Lisboa – Porto em

datas indicativas. A evolução destas soluções de ligação tem vindo a ser debatida no âmbito de um

grupo de trabalho da REN, S.A. com a Empresa RAVE, S.A.

CRITÉRIOS E ORIENTAÇÃO

Os critérios de Planeamento adoptados para a definição da necessidade de reforços na rede são os que constam dos “Padrões de Segurança de Planeamento da RNT” propostos pela REN,

S.A., os quais foram objecto de parecer favorável por parte da Entidade Reguladora do Sector

Eléctrico (ERSE) e que se apresentam no Anexo 1 a este Plano. A avaliação de projectos alternativos

para escolha da opção mais adequada para concretizar esses reforços é feita com recurso à

respectiva comparação técnico-económica-ambiental.

Procura-se igualmente uma optimização económica conjunta com investimentos das empresas de

distribuição e de produção no quadro de referência de um trabalho conjunto entre a REN, S.A. e a

EDIS.

A redução de impactos ambientais, privilegiando a remodelação, a reconstrução ou o reforço de

instalações antigas, em particular a reutilização de corredores de linhas em fim de vida útil, continua a constituir uma orientação de referência nas soluções adoptadas.

Refere-se que, em consonância com o que se encontra consignado nos “Padrões de Segurança de

Planeamento da RNT” acima referidos, continua a considerar-se que as subestações de entrega à distribuição com potência reduzida e fora de áreas críticas possam permanecer temporariamente sem redundância instantânea de alimentação a partir da própria RNT, desde que

exista apoio de recurso através das redes de distribuição com tempos de comutação aceitáveis.

Para além dos investimentos em construção, remodelação e manutenção de linhas e subestações, o

Plano contempla igualmente algumas das restantes componentes mais importantes de investimento

regulado englobando, para além dos terrenos destinados a novos centros produtores, sobretudo


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hídricos, os sistemas complementares fundamentais para o correcto desempenho conjunto da RNT e

respectivas fronteiras com o sistema produtor e as redes de distribuição, os quais concorrem, tal

como os reforços físicos da RNT, para a melhoria da fiabilidade de alimentação dos consumos.

Estes últimos englobam as funcionalidades do gestor do sistema e ainda investimentos relacionados

com os sistemas de protecção, de comunicações de segurança e informática.

Refere-se ainda que as datas e consistências dos projectos são, na sua quase totalidade, as que estavam assumidas em Maio / Junho de 2005, altura em que se fixou o Orçamento da REN,

S.A. para o período 2006-11 e em que se começaram a preparar os elementos para o presente

Plano.

Por este motivo, as alterações que entretanto ocorreram como, por exemplo, as recentes decisões do

MEI de actualização de conteúdo e datas do projecto ferroviário AVE e também as relativas ao novo

aeroporto de Lisboa já não puderam ser aqui consideradas.

PROJECTOS MAIS IMPORTANTES

Os grandes projectos de investimento contemplados neste Plano com início, desenvolvimento ou

conclusão até ao final de 2011 são os seguintes:

Reforço de ligação aos distribuidores vinculados

• Abertura, até 2011, de 12 novas subestações para entrega de energia que, conjugada com os

reforços de transformação em subestações existentes, se traduzem pelo aumento líquido de 4972

MVA (em relação à potência instalada em finais de 2005) de capacidade de transformação

instalada, destinada na totalidade ou maioritariamente a esta função.

• Em 2009, com a entrada em serviço da linha M. de Cavaleiros – V.P. de Aguiar fechar-se-á mais

uma malha da RNT a 220 kV com função repartida entre o apoio ao abastecimento de consumos

e a recolha de produção PRE.

• A construção de uma nova estrutura de alimentação ao interior do Alto Alentejo com um fecho de

malha por meio de linha 400 kV entre as subestações da Falagueira e de Évora com abertura de

uma subestação de apoio à rede de distribuição na zona de Estremoz/Borba.

Ligação de centros electroprodutores

• Até 2011, as ampliações que possibilitem a integração na RNT da produção de uma possível

nova central de ciclo combinado a gás natural com 2 grupos de 400 MW, a ligar ao posto de corte


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do Pego, e ainda os reforços necessários para a ligação a 400 kV na subestação de Lavos de

uma possível nova central de ciclo combinado a gás natural, com 1 grupo de 400 MW.

• As extensões e os reforços necessários à preparação da integração das novas centrais hídricas

de Picote 2 e Baixo Sabor a entrar em serviço em 2012.

Ligação de PRE

• A antecipação para 2006 na execução do fecho de malha a 220 kV entre as subestações de

Ferro e de Castelo Branco, em face de metas e cenários anteriores de produção PRE.

A instalação de um total de transformação MAT/AT de 1298 MVA predominantemente para

recepção PRE.

• Prosseguimento da concretização de um acréscimo significativo do nível de compensação do

factor de potência, tendo em vista não apenas a redução de perdas e a possibilidade de

concretização mais tardia de alguns novos reforços da RNT, mas também permitir níveis mais

elevados de importação de energia em certas situações e melhor escoamento de Norte para Sul

de produção PRE. O total previsto de acréscimo é de 890 Mvar entre 2006 e 2009.

Reforço interno de rede

• Conclusão do processo de ligação da rede de 400 kV na subestação de Alto de Mira mediante a

chegada do segundo corredor de linha prevista a este nível de tensão resultante da reconstrução

como dupla da actual linha simples a 220 kV Fanhões-Alto de Mira 2.

• A extensão da RNT a novas regiões do País visando, simultaneamente, criar melhores condições

de alimentação dos consumos e facilitar o transporte da potência proveniente de instalações de

PRE. Até 2009 destacam-se as novas ligações Castelo Branco – Rodão (2005), Valdigem –

Bodiosa (Viseu) (2006), Bodiosa (Viseu) – Paraimo (Anadia) (2007), Vila Pouca de Aguiar –

Valdigem (2007) e Macedo de Cavaleiros – Douro Internacional (2007/08).

• A concretização da primeira linha a 400 kV para o Algarve, proveniente de Sines, e da terceira

linha (dupla a 220 kV) de alimentação da subestação de Trajouce, tendo presente os elevados

crescimentos dos consumos previstos para o Algarve e para a área ocidental da Grande Lisboa.

A data para ambos empreendimentos é agora 2006.

• A concretização de novos pontos de articulação entre a rede de 400 kV e as de 220 e 150 kV,

mediante instalação de autotransformação nas subestações de Pedralva (2006), Castelo Branco

(2006), Paraimo (Anadia) (2007), Valdigem 2 (2009) e Douro Internacional (2009).


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• A construção da segunda ligação entre o posto de corte do Pego e o litoral, mais concretamente

da linha a 400 kV Pego – Batalha em 2006.

• Será ainda reconstruída como dupla de 400 kV, em 2009, a actual linha Valdigem – Vermoim e

prosseguido o conjunto de reforços de capacidade de linhas existentes.

Reforço da capacidade de interligação

• O prosseguimento do reforço da capacidade de interligação com a rede de transporte de

Espanha, concretizada em fases sucessivas no tempo:

1. Conclusão do programa anteriormente iniciado de reforços de capacidade de linhas

existentes a 220 kV, e já concretizado na sua maior parte, que representam ainda restrições

mais activas nas capacidades de troca.

2. Reforço da capacidade de interligação na região do Douro Internacional mediante o reforço

da capacidade existente a nível dos 220 kV e o estabelecimento de interligação a 400 kV.

• A REN, S.A. e a REE, S.A. prosseguem os estudos conjuntos de análise de novos reforços de

ligação entre as duas redes, em particular tendo em vista as possíveis novas interligações

Algarve – Andaluzia e a segunda interligação entre o Minho e a Galiza, ambas a 400 kV, para

além de, eventualmente, outras a tensões mais reduzidas de interesse regional.

Ligação a clientes

• O estabelecimento de mais uma ligação para a REFER em Fatela destinada à conclusão da

electrificação da linha ferroviária da Beira Baixa.

• O PIR 2006-11 inclui já, até 2011, alguns projectos definidos para a alimentação de linhas

ferroviárias AVE, a primeira das quais, de acordo com as estimativas da RAVE, SA na altura em

que foi fixada a programação deste Plano, estava assumida como a ligação Porto – Vigo.

Por isso, em 2010, é aqui representada a entrada em serviço da linha a 400 kV entre a zona do

Grande Porto e Vigo a qual, para além de ter também a função de potencial futuro apoio à

distribuição, permitirá ainda alimentar duas subestações ferroviárias e de proporcionar mais uma

interligação a 400 kV.

• A estratégia de alimentação da futura linha ferroviária AVE Lisboa – Madrid ditou também que o

anel que havia sido definido a 150 kV no PIR 2004-09 entre a Falagueira – Estremoz / Borba –


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Évora vá ser concretizado com linhas isoladas para 400 kV, embora temporariamente a funcionar

a 150 kV.

Remodelações

• As reconstruções e as remodelações totais ou parciais dos equipamentos AT e transformadores

de potência de algumas subestações em fim de vida útil e com equipamentos obsoletos, como

sejam, Setúbal, Ermesinde e Carregado.

• A remodelação de sistemas de protecção, de comando e controlo e de supervisão e registo

cronológico de acontecimentos de um conjunto de subestações da RNT, substituindo

equipamentos obsoletos ou em fim de vida útil por equipamentos de tecnologia actual. Nos

sistemas de protecção, destaca-se a continuação da instalação sistemática da função de

protecção diferencial de linha.

• A continuação da concretização do programa de reforço de capacidade de um significativo

número de linhas antigas, tendo em vista o abastecimento dos consumos e a recepção de PRE

conjugados, sempre que possível, com a necessidade de reabilitação parcial de algum

equipamento das linhas envolvidas.

Tecnologias de informação

• O prosseguimento da renovação tecnológica dos sistemas de telecomunicações suportados

essencialmente em fibra óptica e também em feixes hertzianos por forma a criar elevados níveis

de segurança e qualidade de serviço.

• O prosseguimento da criação ou melhoria das plataformas informáticas que disponibilizem

ferramentas e níveis de serviço adequados, quer quanto a aplicações corporativas quer a nível de

segurança e monitorização.

Os mapas das páginas seguintes sintetizam os projectos mais relevantes de evolução da RNT

previstos para o período 2006 a 2011, o primeiro indicando os projectos respeitantes a linhas e o

segundo a capacidade de transformação, autotransformação e baterias de condensadores.

Também os mapas do Anexo 3 permitem visualizar com bastante facilidade os principais projectos

previstos, ano a ano, para o período de 2006 a 2011.

FIABILIDADE DO FUNCIONAMENTO DA RNT

Os projectos de investimento contemplados neste Plano potenciam a manutenção de índices globais

de fiabilidade idênticos aos actuais. A nível regional e local são, porém de antever melhorias no que


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respeita à fiabilidade na entrega à distribuição, resultante de uma política concertada entre as

Empresas de transporte e distribuição no estabelecimento de malhas de 60 kV que permitem o

recurso imediato em caso de falha de alimentação por parte da RNT.

A nível geral, isto é, tomando como referência um indicador como o tempo de interrupção equivalente

(TIE), as simulações da RNT feitas com o modelo “Zanzibar” para os anos de 2006, 2008 e 2011

mostram uma manutenção daquele indicador dentro de valores médios de 3 a 5 minutos anuais.

Trata-se de um modelo de análise probabilística do comportamento da RNT face a ocorrências

furtuitas de indisponibilidade dos seus elementos.

Em termos regionais, assinala-se a importância na concretização, em data neste momento aqui

assumida como 2010, da interligação a 400 kV Algarve – Andaluzia, a qual irá beneficiar a garantia

de abastecimento e a segurança em contingências extremas de toda a zona da RNT a Sul de Sines,

com especial ênfase para o Algarve.

Tal como já referido em Planos anteriores, será desviado em 2007 da subestação de Rio Maior um

dos dois circuitos norte-sul a 400 kV existentes. Um deles, entre a subestação da Batalha e o posto

de corte do Ribatejo, irá “rodear” a subestação de Rio Maior através do desvio de linhas na

vizinhança da referida subestação criando a ligação directa entre aquelas duas instalações da RNT.

Também são propostas condições para que o nó de Palmela venha a ser futuramente circundado por

uma ligação a 400 kV, proporcionada pela construção do circuito duplo que introduzirá aquele nível

de tensão na área de Fernão Ferro onde será instalada autotransformação 400/150 kV e, ainda, pela

possibilidade de construção de um circuito a 400 kV directo entre Sines e a região da Grande Lisboa.

Deste modo será diversificado o apoio de alimentação a toda a zona da margem Sul de Lisboa e

península de Setúbal, neste momento muito dependente apenas da subestação de Palmela.

A área a Sul do Porto, que também neste momento se encontra dependente de uma única instalação

da RNT, a subestação de Canelas, com pontas que atingem já elevados valores, verá a respectiva

fiabilidade de abastecimento acrescida através da criação de uma nova subestação na zona a Sul de

São João da Madeira prevista para 2010.

A nível local refere-se a concretização de diversos fechos de malha em MAT que deverão eliminar,

dentro de alguns anos, todas as alimentações de subestações com apoio à distribuição “em antena”

hoje ainda existentes.

A mais curto prazo, em 2005, verificar-se-á a passagem para 220 kV de um dos circuitos Vermoim –

Amieira – Custóias, neste momento em serviço a 60 kV e utilizado pela EDIS, por forma a estabelecer

um segundo corredor em linha aérea de alimentação à subestação de Custóias e, ainda, a

construção da linha Tunes – Estói (agora prevista para 2006).


Sumário executivo

Em 2006 deverá também concretizar-se o fecho de malha que irá beneficiar as alimentações das

áreas das cidades da Covilhã e de Castelo Branco. Em 2009 serão criadas as condições para a bi-

alimentação à área de Chaves, actualmente o ponto de entrega à rede da distribuição de mais baixa

fiabilidade na RNT, e efectuar-se-á uma malha no interior do Alentejo entre as subestações da

Falagueira e de Évora, passando pela futura subestação de Estremoz / Borba.

Obviamente, a fiabilidade da RNT na sua situação actual e previsível para os próximos anos

dependerá, também, de todo um conjunto de factores que ultrapassam o planeamento da RNT como

sejam a qualidade de desempenho dos equipamentos e dos sistemas de protecção, comando e

controlo assim como a fiabilidade dos elementos a inserir na RNT nas instalações novas ou objecto

de remodelação e ainda as respectivas práticas de manutenção.

As simulações previsionais do funcionamento da RNT a nível de trânsito de potências nos regimes de

ponta, intermédio e vazio, em situações de Verão e de Inverno, permitem concluir que se verificam os

“Padrões de Segurança de Planeamento da RNT” na quase totalidade das situações quer em

condições normais, com todos os elementos da rede em serviço, quer ainda em condições de

contingência (perda por avaria ou indisponibilidade fortuita de elementos da RNT – linhas,

transformadores, etc.) de um desses elementos (segurança “n-1”), perda simultânea de grupo

gerador + linha e em quase todas as contingências que decorrem da perda simultânea de dois

elementos relevantes para efeitos de planeamento (segurança “n-2” de aplicação apenas às linhas

duplas mais longas ou nas áreas críticas da RNT – áreas metropolitanas de Lisboa e do Porto).

RISCOS MAIS RELEVANTES

Região de Lisboa - subestação de Alto de Mira

Depois de concluída a primeira parte da solução de introdução dos 400 kV na subestação de Alto de

Mira, figura neste Plano o estabelecimento de uma nova ligação a 400 kV através da reconstrução da

actual linha Fanhões – Alto de Mira 2, permitindo completar a necessária garantia de abastecimento.

É da maior importância que esta nova ligação se venha a concretizar logo que possível.

Zona Ocidental de Lisboa - subestação de Trajouce

De realçar a importância da concretização na data assumida neste Plano da terceira ligação à

subestação de Trajouce por meio de nova linha dupla de 220 kV. Esta nova ligação é imprescindível

e inadiável face às elevadas e sustentadas taxas de crescimento dos consumos na área de influência

de Trajouce (concelhos de Oeiras, Cascais e Sintra, basicamente). A envolvente urbana desta obra é

de elevada complexidade ambiental, tendo a REN, S.A. procedido a uma análise pormenorizada das

diferentes situações, tendo em vista criar as condições para uma AIA com sucesso e a conclusão,

embora difícil, desta obra no prazo previsto.


Sumário executivo

Península de Setúbal

O caso do reforço de capacidade de abastecimento à península de Setúbal envolve dois projectos

estruturais da maior relevância, que terão que ser concluídos em tempo útil, aos quais estão

associados riscos do mesmo tipo dos referidos nos casos anteriores: a construção de uma ligação a

400 kV vinda de Palmela até à área de Fernão Ferro e ainda a construção da segunda ligação a

150 kV entre Fernão Ferro e a futura subestação de Trafaria (anteriormente designada de Monte da

Caparica).

A REN, S.A. tem vindo também a preparar estes projectos com o maior rigor, em especial nas

vertentes técnicas e ambientais que, em particular, permitirá abrir possibilidades à não necessidade

de construir outra subestação na zona de F. Ferro, através de uma instalação blindada de 400 kV,

que, neste nível de tensão, será a primeira da RNT.

Quanto à segunda ligação a 150 kV referida, o Estudo de Impacte Ambiental e o projecto estão

concluídos e seguirão para processo de AIA e de licenciamento. Salienta-se o desenvolvimento, em

colaboração com a indústria nacional, de uma solução nova de apoios de tipo tubular para 150 kV,

como instrumento de melhor integração no tecido urbano existente em quase toda a extensão desta

ligação.

No referente à ligação a 400 kV entre a subestação de Palmela e a subestação de Fernão Ferro foi

lançado um estudo de viabilidade técnica e ambiental, tendo por objecto consolidar corredores,

tipologia de apoios, etc., o qual está em fase de conclusão. São aqui particularmente importantes os

contactos prévios com as autarquias, tendo por finalidade explicar o objectivo da infra-estrutura e as

condições para a sua realização.

Algarve

O complexo processo de pós-avaliação da linha Tunes – Estoi está em fase de conclusão, havendo já

uma decisão favorável condicionada relativa a dois de três troços da linha, em conformidade com

definição efectuada pelo Instituto do Ambiente e na sequência de um diálogo alargado com as

diferentes entidades envolvidas, salientando-se o relevante papel que a AMAL tem desempenhado

neste processo.

Dado o grande atraso na entrada em serviço desta linha, continua a degradar-se cada vez mais o

cumprimento das condições contidas nos “Padrões de Segurança de Planeamento da RNT”, em

particular em situações de cargas de Verão quer na subestação de Estoi, que continua alimentada

por uma só linha dupla de comprimento considerável, quer também no que respeita aos consumos

que se apoiam na subestação de Tunes.


Sumário executivo

Entretanto foram concretizadas já um conjunto de medidas de recurso para apoio da alimentação

destas duas instalações incluindo o reforço dos meios de compensação de reactiva e de capacidade

das linhas existentes Sines – Tunes 1 e 2 e Ourique – Tunes. Desta forma, e na medida do possível,

o nível de segurança na alimentação do Algarve foi melhorado ao mesmo tempo que se minimizou a

necessidade do recurso à geração, de elevado custo, dos grupos da central de Tunes.

Apesar de todas as medidas, e porque a capacidade de basculamento de cargas entre Tunes e Estoi

por parte da rede de distribuição tem limites, em caso de falha da linha Ourique – Estoi, será já hoje

significativo o número de horas em que não será possível garantir o abastecimento dos consumos

ligados à subestação de Estói correspondentes a uma área já bastante grande, em particular as

zonas mais para nascente incluindo Olhão, Tavira, V. R. de Santo António e Castro Marim.

Ainda relativamente ao abastecimento do Algarve, realça-se o significativo risco de abastecimento em

caso de qualquer atraso que venha a afectar a data de construção da nova linha Sines – Portimão

prevista neste Plano para finais de 2006. Efectivamente, esta linha será imprescindível para aumentar

a capacidade de colocação de potência em todo o Algarve (subestações de Portimão, Tunes e Estói)

a partir do centro produtor de Sines. O respectivo processo de AIA está em fase de conclusão, tendo

tido também alguma complexidade quer de análise, quer de modificações, particularmente nos

descritores de ecologia de avifauna (preservação da águia de Bonelli) e de quirópteros.

VALORES DOS INVESTIMENTOS

O total de investimento regulado a custos directos externos (CDE), referido a preços constantes de

Janeiro de 2006, para o período de 6 anos entre 2006 e 2011 ronda os 1080 milhões de euros a que

corresponde um valor de investimento médio anual de 180 milhões de euros. No entanto, o valor do

investimento não se distribuirá uniformemente ao longo dos 6 anos em análise, antes tendo um

patamar entre os 200 e os 212 milhões de euros a CDE entre 2006 e 2009 e assumindo valores mais

baixos em 2010 e 2011 (respectivamente, 163 e 102 milhões).

O quadro seguinte especifica os valores anuais correspondentes a custos directos externos.

As figuras seguintes mostram a desagregação relativa do volume de investimento regulado total por

diversas rubricas e ainda a desagregação da componente de “Transporte de Energia Eléctrica”

específica (TEE) pelas suas diferentes sub-rubricas.

Este Plano apresenta pois, por comparação com o PIR 2004-09, um acréscimo de investimento de

10% (de 161 para 180 M€ anuais) cujos motivos se encontram expostos em detalhe no capítulo 14 e

que se podem atribuir, sinteticamente, ao aumento de crescimento de consumos previsível, ao

alargamento das metas de PRE eólica de 3750 para 4500 MW, à necessidade de garantir valores

adequados de capacidade de interligação no âmbito do MIBEL e à consideração de algumas


Sumário executivo

soluções mais dispendiosas de ligação de grandes centrais térmicas e novas centrais hídricas por

constrangimentos ambientais e outros.

DESAGREGAÇÃO DO INVESTIMENTO DA REN 2006-2011

Custos directos externos

De salientar que os valores de investimento são apresentados a preços constantes referidos ao ano

inicial de cada Plano, o que justifica uma subida de cerca de 5 a 6% nos índices de preços entre o

actual Plano e o anterior, elaborado há 2 anos.

Transporte de Energia Eléctica (TEE esp.)

Ligação à distribuição vinculada

27,5%

Clientes e modif. p/ terceiros

2,5%

Sistemas e equipamentos secundários

0,5%

Ligação de PRE15,7%

Ligação a grandes centrais

7,8%

Promoção ambiental

0,2%

Reforço da capacidade de

interligação11,8%

Desenvolvimento da rede21,2%

Remodelações12,9%

Total de Investimento Regulado

Transporte de energia eléctrica

94%

Inves tim ento nãoespecífico

0.91%

Aquis ição de energia eléctrica

2.27%Gestão Global do Sis tem a2.97%


Sistemas de informação0.1%


27.5%

Clientes e outros2.5%


0.5%

Ligação de PRE15.7%


7.7%

Promoção ambiental0.2%


11.8%

Desenvolvimento da rede

21.2%

Remodelações12.8%


Sumário executivo

Síntese de investimentos previstos 2006-2011

Custos directos externos, a preços constantes de Janeiro de 2006

Unidade: €

Anos

Investimentos regulados (custos directos externos) 2006 2007 2008 2009 2010 2011

TOTAIS

I – INVESTIMENTO ESPECÍFICO

1. Aquisição de energ. eléctrica (AEE) 1.a Terrenos para centros

produtores 1 442 000 1 990 000 6 036 000 6 348 000 4 105 000 4 434 000 24 355 000

Total AEE específico 1 442 000 1 990 000 6 036 000 6 348 000 4 105 000 4 434 000 24 355 000

2 Transporte de energ eléctrica (TEE)

2 a Ligação a grande c produtores

2 a 1 Grande hídrica 3 515 447 523 617 3 672 733 4 003 592 4 074 835 12 795 475 28 585 698

2 a 2 Grande térmica 2 134 610 1 930 960 1 194 827 8 639 492 19 870 059 16 097 721 49 867 668

2 b Ligação a PRE 41 611 746 38 274 706 47 601 399 26 509 028 3 164 293 1 953 360 159 114 531

2 c Reforço da cap interligação 13 122 813 20 356 951 30 374 742 34 865 816 16 912 428 3 840 695 119 473 444

2 d Ligação à distribuição vinculada 54 944 551 80 711 663 37 255 100 42 268 214 41 386 575 22 115 091 278 681 194

2 e Clientes e modificações p/ terceiros

Novas alimentações – REFER 359 129 0 0 0 0 0 359 129

RAVE 0 42 269 99 829 1 477 187 14 874 702 8 154 904 24 648 891

2 f Reforço interno da RNT

Desenvolvimento da rede 67 721 862 24 309 416 38 164 529 50 868 560 28 042 481 5 463 639 214 570 486

Remodelação de instalações 13 928 806 24 858 672 27 624 542 19 190 799 24 055 232 20 505 753 130 163 804

Sist e equipa secundários 2 383 403 1 024 000 512 000 307 200 307 200 307 200 4 841 003

2 g Meios de gestão de reactiva (1)

2 h Promoção ambiental 378 460 839 458 0 202 750 531 919 0 1 952 588

Total TEE específico 200 100 826 192 871 711 186 499 701 188 332 638 153 219 724 91 233 837 1 012 258 437

3 Gestão global do sistema (GGS)

3 a Gestor do Sistema 409 600 409 600 409 600 409 600 409 600 409 600 2 457 600

3 b Gestor de Ofertas 1 363 367 0 0 0 0 0 1 363 367

3 c Telecomunicações de segurança 4 648 960 4 648 960 4 648 960 4 648 960 4 648 960 4 648 960 27 893 760

Total GGS específico 6 421 927 5 058 560 5 058 560 5 058 560 5 058 560 5 058 560 31 714 727

TOTAL DE INV ESPECÍFICO 207 964 753 199 920 271 197 594 261 199 739 198 162 383 284 100 726 397 1 068 328 164

II – INVEST NÃO ESPECÍFICO

TOTAL DE INV NÃO ESPECÍFICO 3 927 498 1 785 585 1 961 137 1 098 678 1 403 547 1 595 158 11 771 603

TOTAL INV REGULADO (I + II) 211 892 251 201 705 856 199 555 398 200 837 876 163 786 831 102 321 555 1 080 099 767

Comparticipações (Natureza)

PRE 3 159 935 0 0 0 0 0 3 159 935

REFER 350 712 0 0 0 0 0 350 712Programa de incentivos (PRIME)

Aprovado ou em aprovação 11 879 631 8 912 545 2 462 071 0 0 0 23 254 247

Estimado 16 398 720 15 112 365 22 545 361 18 157 303 647 717 534 875 73 396 341

Redes Transeuropeias (TEN)

Aprovado ou em aprovação 194 142 392 158 0 0 0 0 586 300

Estimado 29 620 239 936 577 433 835 524 0 0 1 682 513

(1) A verba com esta rubrica não é adicionada aos totais pois ela já se encontra repartida pelas outras rubricas de TEE


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Página em Branco


Enquadramento, âmbito e conteúdo

1 ENQUADRAMENTO, ÂMBITO E CONTEÚDO

1.1 ENQUADRAMENTO LEGISLATIVO E REGULAMENTAR

O planeamento da RNT e, mais especificamente, a obrigatoriedade por parte da concessionária da

RNT de elaborar, periodicamente, planos de investimento para esta rede, estão consignados a

diversos níveis, na legislação e na regulamentação do sector eléctrico.

Assim, o Decreto Lei (DL) 185/95, que estabelece o regime jurídico do exercício da actividade de

transporte de energia eléctrica, estipula no seu artigo 22º “Exploração da RNT” que a concessionária

deve “ …assegurar … o planeamento e o desenvolvimento da RNT …”, desígnio também

contemplado no Contrato de Concessão assinado entre a REN, S.A. e o Estudo Português, o qual,

correspondentemente, assume na sua cláusula 2ª “ … o planeamento e desenvolvimento da RNT …”

como integrando o objecto da concessão e, mais adiante, na cláusula 11ª estipulando que “ … A

concessionária deve elaborar periodicamente o plano de investimentos da RNT, o qual deve ser

submetido a parecer da ERSE …”

A nível regulamentar, o actual (2005) Regulamento de Acesso às Redes e Interligações (RARI)

define:

• Artigo 11º : Planeamento das redes e interligações. Os operadores das redes de transporte e de

distribuição MT e AT em Portugal continental devem elaborar os planos de investimento das suas

redes, assegurando a coerência dos respectivos planos e proceder ao seu envio para a ERSE

para parecer.

• Artigo 12º : A metodologia do planeamento das redes e interligações. Estipula, em particular, que

a REN, S.A. deve apresentar o conjunto de cenários de previsão utilizados no planeamento e a

necessidade de demonstrar, a nível técnico, o bom funcionamento das redes, e a apresentação

de justificações técnico-económicas dos projectos mais relevantes com indicação de alternativas

e valores orçamentados.

• Artigo 13º : O processo de planeamento das redes e interligações. Este artigo, e pela primeira vez

na edição de 2005 do RARI, define que a proposta de plano de investimento será objecto de

consulta pública prévia, a qual deve envolver um conjunto de iniciativas de divulgação e de

sessões públicas de esclarecimento.

Dado que as novas edições de 2005 dos regulamentos da ERSE, e em particular do RARI, foram

publicadas já em Agosto do corrente ano, não foi materialmente possível à REN, S.A. elaborar o



Plano de Investimentos da Rede Nacional de Transporte para o período 2006-11 (PIR 2006-11) já

completamente de acordo com as indicações daquele regulamento, em particular no que respeita à

realização de consulta pública prévia.

O planeamento da RNT é também referido no Regulamento das Relações Comerciais (RRC) no

seu artigo 27º “Transporte de Energia Eléctrica” em cujo nº 2, alíneas a) e b) se estipula que o

operador da RNT, no âmbito da actividade de transporte de energia eléctrica, deve:

• Alínea a) Planear e promover o desenvolvimento da rede de transporte e interligação por

forma a veicular a energia eléctrica dos pontos de recepção aos pontos de entrega

assegurando o cumprimento dos padrões de segurança que lhe sejam aplicáveis.

• Alínea b) Assegurar, a longo prazo, a capacidade necessária à segurança de abastecimento

e a pedidos de acesso à RNT, por parte dos utilizadores de redes, nos termos do disposto no

RARI.

O planeamento da RNT é ainda citado no DL 312/2001 que define o regime de gestão da capacidade

de recepção de energia eléctrica nas redes do SEP proveniente de centros electroprodutores do SEI,

mais exactamente no seu artigo 8º “Planos de investimento nas redes do SEP”, estipulando a

obrigatoriedade de “ … elaborar o plano de investimentos da RNT e submetê-lo a parecer da ERSE

…” devendo “ … apresentar o conjunto de propostas previstas no RARI, incluindo as relacionadas

com a gestão da capacidade previsional da recepção da rede, atendendo às previsões de expansão

do sistema electroprodutor do SEI”.

1.2 ÂMBITO E CONTEÚDO

O PIR 2006-11 apresenta a proposta de evolução dos investimentos regulados da RNT, incluindo o

detalhe de todas as obras na rede a efectuar no período 2006-2011 e estimativas para os respectivos

valores de investimento a custos directos externos.

O Plano inclui todo um conjunto de informação técnica sobre o funcionamento previsional da RNT –

trânsitos de potência, análise da segurança perante contingências, capacidades de interligação e

níveis de correntes de defeito – com o objectivo de tornar clara a antevisão do seu funcionamento

futuro e mostrar em que medida são cumpridos os “Padrões de Segurança de Planeamento da RNT”.

Pela primeira vez em anexo, estudos e análises económicas em que se baseiam as decisões de Planeamento para os projectos mais relevantes são apresentados. Também pela primeira vez

são apresentados capítulos relativos ao ambiente e à estabilidade do sistema (RNT + sistema

gerador).



O Plano está dividido em 3 volumes. O primeiro inclui o texto e a informação complementar essencial, o segundo os anexos de carácter mais técnico ou mais descritivo e o terceiro, em volume separado, os estudos e análises técnico-económicas em que se basearam as principais

decisões de Planeamento. Esta terceira parte, que pela primeira vez é inserida no Plano, dada a sua

extensão é apenas apresentada em formato electrónico (CD-ROM).

O texto começa, no capítulo 2, por enquadrar os cenários de previsão de consumos e de cargas e de evolução dos sistemas produtores. O capítulo 3 faz uma descrição de pressupostos e objectivos relacionados com o Mercado Ibérico da Electricidade.

O capítulo 4 apresenta os princípios e critérios de planeamento, em particular os “Padrões de

Segurança de Planeamento da RNT”.

O capítulo 5 apresenta o posicionamento da Empresa a nível de ambiente, na sua componente

mais direccionada com diferentes temáticas envolvidas no desenvolvimento da RNT.

O capítulo 6, pela primeira vez organizado por regiões, apresenta uma descrição e justificação dos empreendimentos mais importantes procurando-se, em especial, enquadrar os investimentos

de desenvolvimento da RNT numa visão mais global da evolução desta rede. Neste capítulo faz-se

referência a diversos estudos e análises de Planeamento da RNT em que se basearam as decisões

sobre os projectos mais relevantes.

O capítulo 7 apresenta as remodelações previstas em instalações da RNT.

Seguidamente, e com base na simulação do funcionamento da RNT, apresentam-se previsões da evolução de índices globais de utilização de equipamento (capítulo 8), da evolução das correntes de defeito (capítulo 10) e da capacidade de interligação (capítulo 11).

O capítulo 9 aborda a temática da estabilidade do sistema, de especial relevância tendo em vista o elevado valor previsto para a geração eólica.

O capítulo 12 apresenta, pela primeira vez, uma previsão da evolução de perdas na RNT

indicando, para os anos de 2006, 2008 e 2011 estimativas de gamas previsíveis de variações desta

grandeza.

No capítulo 13 abordam-se as situações de risco mais delicadas associadas com os atrasos

verificados com a construção da linha Tunes-Estoi e ainda outros casos de empreendimentos futuros

que apresentam maiores riscos para o funcionamento em segurança.



O último capítulo (capítulo 14) apresenta os valores dos investimentos e respectivos valores

desagregados por diversas rubricas e remete para os anexos correspondentes a listagem e a

programação detalhada da execução de todos eles.

No anexo 1 figuram os “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” definidos pela

REN, S.A. nos termos regulamentares e que foram aprovados pela ERSE.

O anexo 2 apresenta e comenta de forma mais detalhada os resultados da análise de contingências nas diferentes redes simuladas no Plano.

Os anexos 3 e 4 contêm mapas geográficos indicando os elementos a entrar em serviço em cada ano de 2006 a 2011 e os mapas no final de cada ano de 2005, 2006, 2008 e 2011.

O anexo 5 engloba os esquemas unifilares representando a composição dos empreendimentos

de desenvolvimento da rede MAT/AT, os quais permitem uma mais fácil visualização dos projectos

que os constituem e dos respectivos custos.

A lista geral dos investimentos com o detalhe da programação dos respectivos valores anuais

figura no anexo 6. No anexo 7 indicam-se as distribuições de valores de investimento afectas a diversos objectivos de planeamento.

Dos anexos incluídos no volume 2 salientam-se, pela sua importância, uma enumeração detalhada das cargas activas e reactivas em Verão e Inverno previstas para os próximos anos (anexo 9), das potências instaladas da PRE (anexo 10) bem como dos planos de produção (anexo11).

Os resultados incluem os trânsitos de potências (anexo 12), diversos índices evolutivos de equipamentos (anexo 13) e os valores das correntes de defeito trifásicas e monofásicas em todos os seus barramentos (anexo 14).

O anexo 15 apresenta um conjunto de mapas relativos à situação e evolução das redes de transmissão de dados e comunicação dedicadas exclusivamente às actividades reguladas da

REN, S.A.

O período formal de análise do Plano vai até ao final de 2011. No entanto, a título indicativo, alarga-

se a análise até ao final de 2016. O interesse de incluir este segundo período decorre da necessidade

de fundamentar parte dos investimentos dos anos finais do período 2006-2011 os quais englobam

uma componente de execução de projectos que já entrarão em serviço nos anos seguintes a 2011 e

ainda possibilitar uma visão mais alargada no tempo de alguns aspectos da evolução necessária para

a RNT.



Assinala-se, no entanto, que os anos 2012 a 2016 são abordados de maneira menos completa nas

análises de simulação e por isso as propostas apresentadas, para além de não abarcar todas as

necessidades da RNT, têm carácter meramente indicativo devendo ainda, algumas delas, vir a ser

sujeitas a avaliações técnico-económicas-ambientais em tempo oportuno. Por este motivo, não se

exclui a necessidade de vir a alterar futuramente a composição e programação dos projectos agora

propostos.

Por outro lado, outros projectos aqui não indicados ou alterações dos que aqui figuram podem vir a

ser necessários.

Refere-se, por último, que os traçados de linhas novas e bem assim as localizações das novas subestações que figuram no texto e anexos deste Plano no médio prazo são meramente esquemáticos e indicativos já que, nesta altura, se desconhecem as localizações exactas que irão ter no terreno.



Página em Branco


Evolução das cargas e dos meios de produção

2 EVOLUÇÃO DAS CARGAS E DOS MEIOS DE PRODUÇÃO

2.1 CENÁRIO DE EVOLUÇÃO DOS CONSUMOS

A evolução dos consumos adoptada neste Plano é a que figura no PESEP 2006-25 como cenário de

“sustentabilidade” associado ao “cenário alto” de evolução macroeconómica, considerando-se que o

balanço oferta/procura de electricidade aí definido deverá ser suportado pelas correspondentes infra-

estruturas das redes públicas, nomeadamente a RNT.

Recorda-se que o cenário de sustentabilidade do PESEP 2006-25 assume a concretização de um

conjunto de acções decorrentes da implementação da “Proposta de Directiva do Parlamento Europeu

ao Conselho” relativa à eficiência energética na utilização final e nos serviços energéticos (versão de

Abril de 2005).

Em linhas gerais, a aplicação desta Directiva, que se assume que terá efeitos a partir de 2008,

comportará medidas de eficiência energética nos sectores dos serviços, indústria e residencial e

ainda a promoção de soluções baseadas em “demand response”, conseguindo-se uma modulação da

ponta anual de consumo em situação de contingência, a qual poderá, a partir do 6º ano de aplicação,

atingir os 3%.

No cenário alto de sustentabilidade as previsões de consumos globais do SEN e as respectivas taxas

de crescimento para o período abrangido neste Plano, são as que constam do quadro 2-1.

QUADRO 2-1 PREVISÃO DE CONSUMOS GLOBAIS (SUSTENTABILIDADE – CENÁRIO ALTO)

Unidade : GWh

Consumo final Fornecimento (a) SEP + SEI

Ano Total do Auto Continente consumo SEN

(1) (2) (3=1-2)

Taxa decresc. (%)

Perdas nas

redes

(4)

Consumo Ponta (b) (MW)

(3+4)

2006

2008

2011

2016

48 390 2 560 45 830 52 615 2 300 50 315 59 430 2 560 56 870 74 960 3 050 71 910

4,8

4,2

4,8

4 740

5 155

5 740

7 110

50 572 9 010 55 470 9 900 62 610 11 150 79 015 14 070

(a) Valores referidos à emissão (b) Ponta calculada a partir dos valores de consumo supondo-se um factor de carga de 0,62



As pontas quantificadas no quadro 2-1 serão satisfeitas, simultaneamente, pelos diferentes meios de

produção do SEN e pelo balanço de trocas com o exterior. Para além dos crescimentos significativos

da PRE, mais elevados ainda que os assumidos no anterior PIR 2004-09, em especial da eólica, o

que adiante será explicitado em pormenor, existe neste momento um quadro de evolução diferente

por comparação com o Plano anterior sobre a calendarização, localização e tipo de centrais térmicas

de grande dimensão a ligar directamente à RNT.

Refere-se por último que, do ponto de vista do dimensionamento da RNT, a ponta de consumos a

abastecer é a variável mais determinante, independentemente da energia efectivamente

transportada, ou seja, independentemente da “utilização” da ponta de consumos. Daí que, do ponto

de vista da RNT, se tenha considerado o “cenário alto” acima referido

2.2 PREVISÃO DE CARGAS ACTIVAS E REACTIVAS

O ponto de partida para a previsão de cargas activas e reactivas nas subestações consistiu no

tratamento estatístico dos registos disponíveis do consumo e da produção em cada ponto de entrega

da RNT nos últimos anos, recorrendo também a taxas de crescimento recolhidas junto da EDIS. No

final foi efectuado um ajuste anual dos montantes globais por forma a se alcançar uma coerência, a

nível de taxas de crescimento, com a previsão energética global para o Continente assumida no

PESEP 2006-25.

Os valores de previsão para a carga activa máxima em cada um dos pontos de entrega da RNT, nos

períodos sazonais de Verão e de Inverno, correspondem a situações de carga simultânea máxima,

com uma probabilidade de cerca de 95% de não ser excedida.

A situação de carga máxima de Verão em Portugal continental verifica-se, tipicamente, no mês de

Julho. Contudo, no Algarve, contrariamente ao que se passa a nível nacional, o registo máximo de

Verão verifica-se em Agosto. Para ultrapassar esta não simultaneidade e a fim de não tornar o

número de casos a simular excessivo, assumiu-se substituir, na ponta de Verão como nas anteriores

edições do Plano, os valores relativos às subestações de Tunes, Estói e Portimão na situação de

carga nacional máxima simultânea pelos respectivos máximos simultâneos típicos em Agosto.

A previsão de carga activa intermédia foi obtida a partir dos respectivos máximos utilizando-se, em

cada ponto de entrega, factores típicos de relação intermédia/ponta, enquanto que a carga de vazio

corresponde a situações de carga sazonal mínima simultânea no País.

Em cada época sazonal e regime de carga, a respectiva parcela de carga reactiva foi obtida através

dos factores de potência característicos de cada ponto de entrega, que se supõem constantes para o



futuro, embora o assunto do factor de potência na fronteira transporte - distribuição se encontre neste

momento em debate, podendo ocorrer a sua melhoria no futuro.

Recorda-se que a designação “carga” ou “carga natural” se refere ao valor da carga activa ou reactiva

vista ao nível de AT ou de MAT, a qual será satisfeita pela totalidade da produção existente,

independentemente de ela se encontrar na MAT ou inserida nas redes de distribuição. Assim, os

valores da carga indicados em cada ponto de entrega são abastecidos quer pela RNT, via

transformação MAT/AT, quer pela produção injectada nas redes locais de AT ou de tensões mais

baixas.

Apresenta-se nas páginas seguintes, a título de informação relevante para a compreensão da

localização dos consumos, 4 mapas com classes de níveis de consumo absoluto, densidades de

consumo por área de cada concelho do Continente, taxas de crescimento dos consumos nos últimos

5 anos e ainda com as pontas nas áreas de influência das subestações.

As produções PRE de origens eólica, mini-hídrica, cogeração e “outras” mais relevantes são

consideradas de forma explícita em cada subestação da RNT, sendo a sua simulação efectuada por

meio de geradores equivalentes correspondentes ao agregado de cada um daqueles tipos de

geração, na área de influência dessa subestação. As “outras” produções menos relevantes, caso o

seu somatório seja inferior a 5 MW nas redes ligadas a uma subestação, são subtraídas às

respectivas cargas naturais.

Ter presente que a cogeração é representada com injecção de apenas cerca de 20%, em horas de

ponta e cheias, da potência instalada (e 10% em vazio), apenas interessando para os trânsitos e

fluxos na RNT o saldo físico entre produção e consumo próprio.

Tal como em Planos anteriores apresenta-se na figura 2-1, para o Continente e para as zonas do

Grande Porto, Grande Lisboa e Algarve, a evolução das cargas diárias nos dias de maior ponta de

Verão e de Inverno em 1999/00, em 2004/05 e ainda no Verão de 2005.

Na figura 2-2, e para as mesmas regiões da figura 2-1, apresenta-se a evolução das pontas de Verão

e de Inverno desde 1999/00 até 2004/05 e também as do Verão do corrente ano.

Em termos globais do Continente mantém-se uma subida das pontas de Inverno e de Verão as quais

evoluíram, nos últimos 5 anos (de 1999/00 a 2004/05), respectivamente, a 4,4% e a mais de 3,9%. Se

a área do Grande Porto mostra taxas mais moderadas, em particular de Inverno em que pouco

passou de 1%, mas com 3,2% no Verão já na Grande Lisboa Norte (2,5% tanto de Inverno como de

verão) e particularmente no Algarve, continuam a verificar-se taxas elevadas.

Em geral, a progressão de pontas de Verão mostra uma maior regularidade relativamente à de

Inverno, a qual é mais afectada por situações de frio extremo que não ocorrem todos os anos.



No Algarve continua a assistir-se a uma significativa subida das cargas de Inverno, embora nos

últimos dois anos as pontas de Verão tenham sofrido uma pequena redução (441 MW em 2003,

436 MW em 2004 e 432 MW em 2005). A média de subida dos últimos 5 anos no Inverno rondou os

7,7%, passando a ponta de cerca de 301 MW em 1999/00 para 437 MW em 2004/05. As pontas de

Verão subiram menos mas, mesmo assim, a uma taxa média que se mantém acima de 6%.



Continentea) Grande Portob)

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00[horas]

[MW

]

9.Jul.1999 27.Jul.2004 25.Jan.2000

25.Jan.2005 22.Jun.2005

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00[horas]

[MW

]

24.Set.1999 22.Set.2004 4.Jan.2000 27.Jan.2005 20.Jul.2005

b) Engloba as entregas à rede de distribuição nas subestações de Canelas, Custóias,Ermesinde, Recarei e Vermoim, o consumo da Siderurgia da Maia e a produção (comtelecontagem) injectada na área de influência destas subestações.

a) Consumo SEP+SENV referido à emissão.

FIGURA 2-1

EVOLUÇÃO DA CARGA EM DIAS DE MAIOR PONTA DE INVERNO E VERÃO 1999/00, 2004/05 E VERÃO DE 2005

Grande Lisboa (norte)c) Algarved)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00[horas]

[MW

]

8.Jul.1999 28.Jun.2004 25.Jan.2000 27.Jan.2005 12.Jul.2005

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00[horas]

[MW

]

24.Ago.1999 25.Ago.2004 25.Jan.2000 28.Fev.2005 6.Ago.2005

c) Engloba as entregas à rede de distribuição nas subestações de Alto de Mira,Carriche, Carregado, Fanhões, Trajouce, Sete-Rios e Sacavém e a produção (comtelecontagem) injectada nas área de influência destas subestações.

d) Engloba as entregas à rede de distribuição nas subestações de Estoi e Tunes e aprodução (com telecontagem) injectada na área de influência destas subestações.



FIGURA 2-2

EVOLUÇÃO DAS PONTAS MÁXIMAS NO INVERNO E NO VERÃO

1999/00 A 2004/05 E VERÃO DE 2005

Continentea) Grande Portob)

5764

6890

5941

6800

6090

7466

6469

8045

6716

7698

6995

8528

7367

5000

5800

6600

7400

8200

9000

(MW

)

1999/00 2000/01 2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06

ponta sincrona no verão ponta síncrona no inverno

933

1267

990

1203

1016

1262

1020

1303

1085

1299

1095

1340

1179

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

(MW

)

1999/00 2000/01 2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06

ponta sincrona no verão ponta sincrona no inverno

a) Consumo SEP+SENV referido à emissão. b) Engloba as entregas à rede de distribuição nas subestações deCanelas, Custóias, Ermesinde, Recarei e Vermoim, o consumo daSiderurgia da Maia e a produção (com telecontagem) injectada na área deinfluência destas subestações.

Grande Lisboa (norte)c) Algarved)

1352

1617

1395

1527

1428

1771

1447

1898

1503

1657

1532

1826

1551

750

1000

1250

1500

1750

2000

(MW

)

1999/00 2000/01 2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06


321

301

345

291

372

338

392378

441

377

436437

432

200

260

320

380

440

500

(MW

)

1999/00 2000/01 2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06


c) Engloba as entregas à rede de distribuição nas subestações de Alto deMira, Carriche, Carregado, Fanhões, Trajouce, Sete-Rios e Sacavém e aprodução (com telecontagem) injectada nas área de influência destas

d) Engloba as entregas à rede de distribuição nas subestações de Estoi eTunes e a produção (com telecontagem) injectada na área de influênciadestas subestações.



Em 2004/05 a ponta de Inverno (437 MW) foi ligeiramente superior à de Verão de 2005 (432 MW).

Relativamente ao Algarve notou-se, nos últimos dois anos, alguma desaceleração nas taxas de

crescimento de consumos, embora estas se mantenham elevadas no Inverno e claramente acima das

médias nacionais.

De notar que a ponta absoluta atingida foi de 448 MW em Março de 2005, portanto já fora dos

períodos classificados como de Inverno e Verão. Esta situação inesperada correspondeu ao culminar

de uma série de dias com temperaturas ambientes bastante baixas.

O anexo 9 contém a listagem das previsões de cargas activas e reactivas típicas simultâneas por

subestação para os diferentes anos em causa neste Plano, quer em situações de ponta quer em

vazio e horas de carga intermédia.

2.3 EVOLUÇÃO DO SISTEMA PRODUTOR

CENTRAIS DE GRANDE DIMENSÃO

A evolução considerada para o sistema electroprodutor (exceptuando PRE) até 2016 é exposta na

sequência, desdobrada em centrais térmicas e centrais hídricas. Recorda-se que a evolução base

aqui assumida corresponde à do cenário de sustentabilidade do PESEP 2006-25 para o período

2006-2016. Na óptica de desenvolvimento da RNT, torna-se imprescindível conhecer a localização

deste tipo de centrais pelo que, neste documento, se assumiu uma hipótese de base neste âmbito.

• Grupos térmicos

O cenário de sustentabilidade associado ao cenário alto de evolução da procura assume a

concretização de novos grupos térmicos de grande dimensão tanto a carvão como a gás natural.

No cenário base prevê-se o aparecimento até final de 2016 de 14 novos grupos térmicos de

grande dimensão, sendo 5 de turbina a gás, ciclo combinado (TGCC) de 400 MW, 6 grupos de

450 MW a carvão e de três grupos de turbina a gás, ciclo simples (TGCS) de 250 MW.

Para além do número de novos grupos geradores, um plano de investimentos na RNT tem de

assumir uma hipótese base para a respectiva localização. Tenha-se presente que, dos referidos

14 grupos, neste momento apenas o primeiro tem localização já conhecida e assegurada – trata-

se do terceiro grupo da central do Ribatejo (Carregado) a entrar em serviço industrial no final de

2005 ou princípio de 2006.



Neste Plano têm-se presentes hipóteses relativas aos grupos a carvão e ainda outras relativas aos

grupos TGCC. Em linhas gerais, e para o cenário base de localização aqui adoptado:

Tendo em conta que existem condições para aumentar significativamente a capacidade de

descarga de carvão em Sines para cerca do dobro do volume actual, assumiu-se que os 4

primeiros novos grupos a carvão de 450 MW (2013 e 2014) se localizarão aí.

Para os 2 grupos seguintes (2015 e 2016) a carvão, assumiu-se que apareceriam apoiados

por descarga de carvão na zona da Figueira da Foz, pressupondo-se que se irão ligar à

actual subestação de Lavos.

Quanto aos novos grupos TGCC, a seguir o terceiro grupo da central do Ribatejo, e no

desconhecimento da futura atribuição de pontos de recepção aos que, neste momento, têm

pedidos de informação prévia (PIP’s) respondidos, optou-se pela colocação dos três primeiros

em duas áreas, Pego e Lavos, alternadamente, começando pelo Pego por ser aquela

localização a que tem PIP mais antigo para um grupo TGCC.

Assume-se a reutilização dos locais das actuais grandes centrais térmicas que, entretanto,

vão ser desclassificadas, assumindo para isso um período de 5 a 6 anos entre

desclassificação e entrada em serviço efectiva de novos equipamentos. Nesse sentido, e

nesta hipótese base de localização, supõe-se que o último grupo TGCC a entrar no período

não vinculativo deste Plano, mais exactamente em 2016, será construído na zona do

Carregado no local da actual central do Carregado, cujos grupos a fuel serão desclassificados

no início de 2011.

Por último refere-se que, no cenário base de localização, Sines foi excluído para colocação

de grupos TGCC tendo presente que, com a localização de mais 4 novos grupos de 450 MW

de carvão será arriscado e menos seguro para o SEN imaginar uma concentração de

potência para além dos 1192 MW da central neste momento existente mais os novos

4*450 MW a carvão.

Foi ainda admitido, na hipótese base, que o primeiro grupo TGCS será instalado no Algarve para

substituir os grupos de turbinas existentes na actual central de Tunes. Quanto aos outros dois

grupos TGCS de 250 MW a entrar em serviço em 2011 e 2015, considerou-se a hipótese da sua

colocação no Norte do País, mais exactamente na zona do grande Porto.

Efectivamente, é importante que o Norte do País, onde se concentra uma fatia muito significativa

de novas energias renováveis, em particular de eólica e grande hídrica, seja dotado de meios

complementares que possam equilibrar alguns dos consumos locais em períodos de maior

consumo e, simultaneamente, de produções hídrica e eólica reduzidas.



Para efeitos de análise de simulação da RNT neste Plano foi também considerado um cenário

alternativo de localização e composição do parque produtor térmico de grande dimensão,

relativamente ao qual se apresentam análises de sensibilidade.

QUADRO 2-2

NOVOS CENTROS PRODUTORES TÉRMICOS DE GRANDE DIMENSÃO ATÉ 2016

Ano de entrada em serviço e localização (*) Tipo de central

Potência bruta (MW) Cenário base Cenário alternativo

Ciclo Combinado

(TGCC) 1º grupo (3º CRJ)

2º grupo 3º grupo 4º grupo 5º grupo 6º grupo 7º grupo

400 400 400 400 400 400 400

2005 2007 2010 2011 2016

- -

Ribatejo Pego Lavos Pego Carregado

- -

- - - - -

Até 2011 Sines Até 2011 Sines

Carvão

1º grupo 2º grupo 3º grupo 4º grupo 5º grupo 6º grupo

450 450 450 450 450 450

2013 2013 2013 2014 2015 2016

Sines Sines Sines Sines Lavos Lavos

- - - - - -

Térmicas de ponta

Turbinas a gás TGCS

1º grupo 2º grupo 3º grupo

250 250 250

2008 2011 2015

Tunes T. Outeiro T. Outeiro

- - -

Sistemas de

armazenamento distribuído (SAD)

1º sistema 2º sistema 3º sistema

50 200 200

2009 2010 2011

Paraimo Valdigem 2Riba d’ Ave

- - -

(*) – Assumindo em termos de cenários uma vez que a localização depende das respectivas autorizações

legais/ambientais

3º CRJ – 3º grupo da Central Termoeléctrica do Ribatejo.

TGCS – Turbina a gás de ciclo simples

Nota – O cenário alternativo apenas foi simulado em 2011



Mais concretamente, analisa-se um cenário alternativo, para o ano de 2011, assumindo-se o

aparecimento, para além do 3º grupo da central do Ribatejo, de mais 5 (em vez de mais 3) novos

grupos de TGCC nas áreas de Pego (2 grupos), Lavos (1 grupo) e Sines (2 grupos).

Este cenário corresponde a algum sobreequipamento em geração térmica, pelo que a análise aqui

no PIR 2006-11 se centra nas situações de exportação em situações de pontas húmidas e secas.

O quadro 2-2 sintetiza a informação sobre datas e localizações destes grupos e bem assim as

alternativas de localização e composição do parque produtor térmico assumidas.

• Grupos hídricos

A evolução prevista no PESEP 2006-25 para o parque hídrico no cenário de sustentabilidade é a

que consta do quadro 2-3. Começa-se por referir que o aproveitamento de fins múltiplos do

Alqueva já em serviço deverá, a partir de 2006, passar a ser reversível devido à conclusão do

contra-embalse de Pedrógão.

QUADRO 2-3

PREVISÃO DE NOVAS CENTRAIS HÍDRICAS DE GRANDE DIMENSÃO

ATÉ FINAL DE 2016

Central Potência líquida (MW)

Data de entrada em serviço

Baixo Sabor

Picote 2 Linhares

Bemposta 2 Foz Tua

2 x 69 rev.

1 x 231 2 x 231 rev. 1 x 181

2 x 104 rev.

2012 2012 2013 2014 2015

rev : grupos reversíveis

O PESEP 2006-25 deixa de considerar as duas novas centrais reversíveis em Salamonde (2011)

e V. Nova (2013) com uma potência considerável (116 + 424 MW) que figuravam no documento

semelhante de 2003. Também o aproveitamento do Picote 2 é agora assumido como não

reversível. Em contrapartida, aparece a hipótese de criação do aproveitamento de bombagem

pura de Linhares com uma potência de 2 x 231 MW.



DESCLASSIFICAÇÕES DE CENTRAIS

A evolução prevista para o parque produtor inclui igualmente as desclassificações dos grupos

térmicos referidos no quadro 2-4.

QUADRO 2-4

PREVISÃO DE DESCLASSIFICAÇÕES DE CENTRAIS ATÉ FINAL DE 2016

Central Potência líquida (MW)

Data de saída de serviço

Tunes 1 e 2 Tunes 3 e 4

Barreiro Carregado

Setúbal

2 x 16 2 x 83 56 4 x 118 + 2 x 119 4 x 237

Jan. 2008 Jan. 2008 Jan. 2010 Jan. 2011 Jan. 2013

Quanto a grupos hídricos, não se prevê qualquer caso de desclassificação.

SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DISTRIBUÍDO

O PESEP 2006-25 considera, pela primeira vez, no seu cenário de sustentabilidade, a concretização

de sistemas de armazenamento distribuído (SAD’s) com base em pilhas regenerativas de

combustível.

Mais concretamente, supõe-se a possibilidade de instalar um primeiro SAD com 50 MW em 2009,

seguido, em 2010 e 2011 por outros dois, cada um com 200 MW, ou seja, perfazendo um total de

450 MW.

Estes sistemas assumirão uma primeira componente de absorção de potência renovável em períodos

de vazio e sua restituição em ponta, que será continuada pela entrada da bombagem pura de

Linhares em 2013.

Dado não se conhecer ainda em detalhe o quadro de concretização deste tipo de equipamentos,

assumiu-se neste Plano, apenas para efeitos de simulação da RNT e do sistema electroprodutor, a

sua localização em áreas de forte implantação de geração eólica e ligados a nós de rede com

capacidade disponível, já que se trata também de equipamentos geradores que acrescem a sua

potência (quando geradores) à do restante parque produtor.



MEIOS DE PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL

A evolução dos montantes globais de PRE ao longo do período 2006 a 2016 é a mesma que está

assumida no PESEP 2006-25, os quais cumprem os requisitos de contribuição de produção a partir

das energias renováveis necessários para o cumprimento das metas nacionais e comunitárias neste

domínio.

No Quadro 2-5 são apresentados os montantes de PRE considerados em cada ano simulado neste

Plano, tendo por base os 4500 MW de eólica em 2010.

QUADRO 2-5

PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL

POR TIPO E MONTANTES GLOBAIS POR ANO (MW)

2006 2008 2011 2016

Eólica 1950 3350 4550 4750

Pequena hídrica 370 410 460 570

Cogeração 1289 1426 1650 1875

RSU 96 110 130 180

Outras renov. 57 253 429 620

Totais 3762 5549 7219 7995

Por comparação com Planos anteriores verifica-se a continuação da subida das metas para a

componente eólica, as quais passaram dos 2600 MW no PIR 2002-07 para 3750 MW no PIR 2004-09

e agora para 4500 MW, sempre para o horizonte 2010.

Acrescenta-se que, já depois de definidas as conclusões do PESEP 2006-25, foi aberto pelo MEI um

concurso para atribuição de novas potências eólicas com valores que deverão levar a potências

instaladas em 2010 superiores aos 4500 MW aqui mencionados. Por uma questão de manutenção da

coerência entre este PIR 2006-11 e o PESEP 2006-25 este novo facto não é considerado nesta

edição do Plano.

É conhecido o facto de a REN, S.A. ter desenvolvido uma nova abordagem para dar resposta, do

ponto de vista de adequação da RNT, à concretização do objectivo nacional de criação de um grande

novo vector de produção baseado na energia eólica, conjuntamente com alguma grande e pequena

hídrica.



A REN, S.A. elaborou em 2001/02 um “Plano de Reforço da RNT para a PRE” o qual definiu um

conjunto de novos desenvolvimentos para a rede por forma, por um lado, a criar ou antecipar

algumas novas instalações em áreas de maior potencial eólico e/ou de maior número de pedidos de

ligação e, por outro, tendo em vista alargar a capacidade de transporte para escoamento do aumento

das potências geradas no interior do País para os centros de consumo.

Por outro lado, foi também definida, com base na evolução previsional da RNT, englobando o “Plano

de Reforço da RNT para a PRE”, uma previsão das capacidades de recepção de nova potência, ano

a ano, e por cada nó da RNT, o que tem permitido à DGGE gerir a atribuição de pontos de recepção

e a definição das potências dos projectos de PRE numa base de proporcionalidade.

Tanto o “Plano de Reforço para a PRE”, (apresentado em anexo deste PIR e incorporado nos Planos

de Investimentos da RNT subsequentes) como as capacidades de recepção têm sido

sistematicamente actualizadas, acompanhando as metas sucessivamente mais ambiciosas para os

objectivos de potência eólica a instalar em Portugal.

Fruto deste processo, no momento em que o presente PIR 2006-11 é elaborado, encontram-se já

atribuídos pontos de recepção para projectos eólicos num valor que ronda os 3800 MVA, dos quais

990 MVA já se encontravam ligados em finais de Setembro de 2005 no Continente, o que se

representa geograficamente no mapa da página seguinte.

Neste mapa são ilustrados igualmente os montantes adicionais de potência eólica já atribuída, por

área de rede, até ao final de Setembro de 2005, assim como a potência simulada em 2011. Deste

modo, as potências ligada e atribuída perfazem, actualmente, o montante referido de 3800 MVA.

A perspectiva, neste momento, para os próximos anos é de rápido crescimento da potência eólica a

entrar em serviço, em particular dos grandes parques que ligam directamente à RNT a 150 ou a

220 kV, de que se encontra agora apenas um em serviço, o das Terras Altas de Fafe com 86 MVA

ligado a 150 kV à subestação de Riba d’Ave e a Pampilhosa da Serra com 119 MVA (no total) ligado

a 220 kV.

Para além deste, estão previstos mais três parques ligados aos 150 kV (Alto Minho 1 (Pedralva) com

220 MVA – o maior parque eólico de Portugal – Gardunha (Castelo Branco) com 113 MVA e Pinhal

Interior 130 MVA (Falagueira)) e um aos 220 kV, Penamacor (F. Ferro) com 129 MVA.

De qualquer modo refere-se que a maioria (cerca de 80%) da potência eólica atribuída até agora será

ligada a níveis de tensão iguais ou inferiores a 60 kV.

Por grandes regiões, a situação prevista para 2010 é a que consta do quadro 2.6, para o valor global

de 4500 MW aqui considerado.



RIBA D'AVE

POCINHOVALDIGEM

RIO MAIOR

SINES

BATALHA

POMBAL

PEREIROS

VILA CHÃ

TORRÃO

ESTARREJA

MOURISCA

TUNES

ZÊZERE

VILA FRIA

FALAGUEIRA

MOGADOURO/MACEDO

CHAFARIZ

FERRO

PORTIMÃO

PENELA

V. P. DE AGUIAR

CARRAPATELO

TORRES VEDRAS

ESPARIZ

C. BRANCO

BODIOSA

CHAVES 2

12178300

OLEIROS

PEDRALVAFRADES

CARREGADO1 FANHÕES

2 A. DE MIRA

3 TRAJOUCE

57083

2311340

150336

0178178

8174

228

6561

105

00

127

07676

01414

8345

115 1

23

235687

200

44

050

178

145132451

15272

188

0220252

346

107

099

146

28

153

0151151

10124

171

46064

03434

84205

48

084

235

07165

0170203

5072

148 140

14

42141222

2655

6

0140215

201636

08484



A produção eólica é aquela que irá provocar maior impacto na RNT, não só atendendo ao seu

significativo montante absoluto, mas também porque a maior parte do seu potencial se situa em

regiões montanhosas do interior com consumos pouco significativos e caracterizadas por redes

desenvolvidas para os meios de produção até então existentes. Por conseguinte, está-se perante um

alargamento de excesso de produção que é necessário transportar para os centros de consumo.

Este facto, conjugado com a subida de cerca de 750 MW da meta global de eólica nos últimos dois

anos (a acumular à subida de cerca de 1000 MW de 2001 para 2003), veio aprofundar a necessidade

de reforços suplementares na RNT, de modo a que o seu transporte para a faixa litoral se faça de

acordo com os “Padrões de Segurança de Planeamento da RNT”. A localização dos pontos de

recolha previstos para a produção eólica não sofreu, no entanto, qualquer alteração relativamente à

anterior edição do Plano.

QUADRO 2-6 - PREVISÃO DOS MONTANTES DE POTÊNCIA EÓLICA POR REGIÃO, NO HORIZONTE 2010

Zonas Potência [MW]

Minho 790

Trás-os-Montes 580

Beira Alta 740

Litoral Centro 630

Interior Centro 780

Oeste 750

Sul 230

Total 4500

O incremento da produção de pequena hídrica, embora de muito menor expressão (mais 100 MW até

2010 e mais 120 MW até 2016, perfazendo um total estimado nessa altura de 570 MW) encontra-se

também amiúde localizado em zonas remotas do território coincidentes, na maior parte dos casos,

com algumas das zonas de potencial eólico. Assim, do ponto de vista da RNT, a maioria dos

projectos de reforço para receber a produção eólica serve também para alargar o escoamento da

energia mini-hídrica.

A cogeração é suposta evoluir, em termos de potência instalada, em quase mais 600 MW até 2016,

altura em que atingirá cerca de 1875 MW instalados. Grande parte da sua produção é usada em

consumos internos ao processo industrial.

Como se sabe, na sequência da aplicação do DL 399/2002, tem-se verificado, a nível estatístico, uma

individualização dos antigos autoconsumos nestas instalações relativamente às cogerações, o que

Minho

Beira Alta

Litoral Centro

Oeste

Sul

Trás -os -Montes

Interior Centro



tem sido responsável por um aumento numérico e puramente estatístico no valor das taxas de

crescimento dos consumos, mas sem correspondentes alterações nas condições técnicas de

funcionamento das redes.

Para além destes factores é ainda de assinalar que, na larga maioria das vezes, a cogeração se situa

em zonas urbanas e/ou industrializadas onde a RNT tem, normalmente, uma estrutura bastante

desenvolvida e, por conseguinte, com menores dificuldades de recepção por parte das redes de

transporte e distribuição.

No que se refere aos resíduos sólidos urbanos (RSU) é assumido neste Plano, de forma coerente

com o PESEP 2006-25, uma quase duplicação até 2016 da potência instalada, a qual passará de 90

para 180 MW.

O biogás é utilizado em instalações de pequenas potências e de localização muito dispersa pelo que

não é alvo de representação individualizada nas redes deste Plano. Assume-se que possa vir a haver

em 2016 cerca de 60 MW instalados.

Espera-se que se verifique um aumento significativo de utilização da biomassa, assumindo-se que

poderá atingir os 240 MW em 2016.

A energia solar fotovoltaica de maior dimensão será objecto de alguns projectos relevantes, em

particular no Baixo Alentejo e prevê-se que 160 MW possam estar em serviço em 2016.


Pressupostos decorrentes do MIBEL

3 PRESSUPOSTOS DECORRENTES DO MIBEL

A decisão de concretização do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) veio obrigar, como se sabe,

os operadores das duas redes de transporte ibéricas, e em particular a REN, S.A., ao

desenvolvimento de tarefas em diversas vertentes, entre as quais o planeamento coordenado das

respectivas redes, por forma a que estas venham a assumir níveis mais elevados de capacidades de

troca consentâneos com um ambiente de mercado.

Este assunto começou a ser abordado, pela primeira vez, no PIR 2002-07 e, de forma mais

aprofundada, no PIR 2004-09, no qual se listou já um conjunto alargado de estudos feitos ao longo de

2002 e 2003, quer internos quer conjuntos com a REE, S.A., com o objectivo de definir os reforços e

alterações de ambas as redes ibéricas que venham a melhorar sustentada e significativamente os

valores de capacidade de interligação.

Os valores indicados no PIR 2004-09 foram de 1000 MW para 2004/05 e de 1500 MW para o

horizonte 2007/08 (ambos valores comerciais). Neste momento o primeiro daqueles objectivos já foi

atingido visto que, se apenas se tiver em consideração as limitações de rede (isto é, excluindo na

exportação, o limite adicional por vezes mais restritivo dos meios de produção disponíveis e

mobilizáveis em cada momento), já raramente a capacidade de troca é inferior a 1000 MW, sendo

frequentes, por outro lado, valores máximos da ordem de 1800-2000 MW em períodos de vazio. Os

valores médios de capacidades de troca rondam neste momento os 1450 MW, cerca de 17% da

ponta anual prevista para 2005.

Os elementos-chave para esta evolução foram a concretização no terreno de boa parte do programa

de reforços de capacidade de linhas existentes definido há alguns anos e também a entrada em

serviço das novas interligações a 400 kV Alqueva – Balboa e A. Lindoso – Cartelle 2.

A REN, S.A. e a REE, S.A. prosseguiram em 2004 e 2005 os seus estudos conjuntos de planeamento

do reforço da capacidade de interligação entre as suas redes actualizando e consolidando a

programação dos reforços necessários para o prosseguimento do aumento da capacidade de

interligação. Foram, entretanto, elaborados os seguintes trabalhos:

• “Análise Estratégica Sobre o Reforço da RNT na Zona do Douro Internacional – Relatório

Síntese” – RL PRPR 9/2004 – Outubro de 2004.

• “Estrutura da Rede na Zona do Douro Internacional : Topologias Intermédias de Reforço e

Capacidades de Interligação” – RL PRPR-DS 10/2004 – Julho de 2005.



• “Análise Estratégica Sobre o Reforço da RNT na Zona do Douro Internacional – Relatório

Final” – RL PRPR 16/2005 – Novembro de 2005.

• “Desarrollo de la Red de España y Portugal para la Implantación del MIBEL. Estúdio de

Desarrollo de la Red de Interconnexión en la Zona de Duero Internacional a 400 kV.

Horizonte Temporal 2008/2009” – REE, S.A. – Junho de 2005.

Estes trabalhos conjuntos, como se pode deduzir dos respectivos títulos, foram centrados, sobretudo,

na definição das alterações a introduzir na zona do Douro Internacional e, no caso da RNT,

abrangendo também a zona de 220 kV (e futuramente também de 400 kV) da Valdigem. Os

resultados e as decisões decorrentes serão apresentadas mais adiante no capítulo 6 (área geográfica

de Trás-os-Montes e eixo do Douro).

Em termos gerais refere-se que, para o ano de 2008, as redes simuladas neste PIR 2006-11

antevêem a possibilidade de se atingir uma meta de capacidade comercial de interligação um pouco

superior a 1600 MW (valor que, embora não sendo mínimo absoluto, não será frequentemente

ultrapassado por defeito), valor este que havia sido fixado como objectivo MIBEL para 2007/08 e que

corresponde a 1800 MW de capacidade técnica.

Para o horizonte 2011, procurar-se-á um aumento deste valor, acompanhando também o aumento

dos consumos, e por isso são simulados 2000 MW técnicos para esse ano neste Plano, a que

correspondem 1800 MW comerciais.

Estas metas são um pouco mais elevadas que as referidas no anterior PIR 2004-09.

Como é evidente, atingir metas neste domínio é um propósito sempre sujeito a alguma componente

de risco, em particular porque não é possível antever a localização precisa dos novos grandes

centros produtores térmicos e porque pode haver acréscimos de capacidades instaladas de PRE

eólica para além do que aqui se encontra assumido, também em localizações que se desconhecem.

Por outro lado, as extensões e reforços da rede agora previstos para as actuais datas objectivo

podem vir a deslizar no tempo, relativamente à actual programação.

Caso a localização dos novos centros produtores se venha a afastar razoavelmente do estabelecido

nos cenários contidos neste PIR 2006-11 a REN, S.A. e a REE, S.A. poderão ter que actualizar os

estudos de planeamento nesta matéria e daí poderá resultar a necessidade de novos reforços cuja

viabilidade de concretização em tempo útil, poderá não ser possível, reduzindo-se as metas aqui

referidas.



Esta nota é válida tanto para a rede de Portugal como para a rede de Espanha, cujos cenários

previsionais foram considerados pelas duas Empresas e que correspondem, portanto, à melhor

previsão de momento, mas da qual a realidade futura se poderá, eventualmente, afastar.

Neste enquadramento, o presente Plano aborda a questão da ligação da interligação Portugal –

Espanha numa perspectiva semelhante à adoptada no PIR 2004-09, tomando como pressuposto os

valores alvo de capacidade que se acabaram de referir e internalizando as conclusões dos novos

estudos MIBEL mencionados, isto é:

• Assumindo na evolução da RNT e na rede da REE, S.A. os novos reforços detectados como

necessários nos trabalhos conjuntos entretanto feitos e nos respectivos planeamentos internos.

• Incluindo no conjunto de simulações da RNT para os anos de 2008 e 2011 situações de trânsito

de importação e exportação para os valores alvo indicados de capacidade técnica de 1800, e

2000 MW, respectivamente.

Esta análise cobre algumas das situações mais relevantes para as redes 2008 e 2011 (para 2006

este assunto havia já sido estudado em documentos da REN, S.A. referidos no princípio do capítulo

11), embora, como facilmente se compreende, tendo em conta o enorme leque de combinações que

resultam do cruzamento de situações de produção / consumo / hidraulicidade / época do ano /

intensidade do vento, seja inviável incluir uma cobertura completa de análise de importações e

exportações extremas num documento como este.



Página em Branco


Princípios e critérios de Planeamento

4 PRINCÍPIOS E CRITÉRIOS DE PLANEAMENTO

4.1 PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT

Posteriormente à elaboração em 1999 do primeiro Plano de Investimentos da RNT (PIR 2000-05) nos

moldes definidos no RARI, a REN, S.A. e a ERSE procederam a uma reflexão sobre critérios de

planeamento da RNT, da qual resultou, em 2001, a versão dos “Padrões de Segurança de

Planeamento da RNT” que se apresenta no anexo 1 deste Plano e que já figurava nos PIR 2002-07 e

PIR 2004-09.

O texto daquele anexo é suficientemente completo e detalhado, justificando-se apenas neste capítulo

referir as linhas gerais adoptadas e tecer algumas notas complementares.

NECESSIDADE DE REFORÇOS DA RNT E SUA AVALIAÇÃO

Os projectos de investimento de expansão da RNT resultam, basicamente, das necessidades de:

• Reforço de alimentação à distribuição e a outros consumidores directamente ligados à RNT.

• Ligação à rede de novos centros produtores, tanto de grande dimensão como PRE.

• Reforços e melhorias intrínsecas à própria RNT, incluindo os decorrentes dos objectivos

tendo em vista atingir determinados e crescentes níveis de capacidade de troca global com a

rede de Espanha.

• Substituição de equipamentos que atingiram o fim de vida útil.

• Gestão de energia reactiva na rede.

De acordo com o ponto 2 dos “Padrões de Segurança”, a identificação de uma necessidade de

reforço da RNT pode resultar da constatação, através da simulação sistemática das redes futuras, da

necessidade na adopção de novas ligações ou outras soluções de reforço, em especial quando

deixam de ser respeitados os critérios técnicos de segurança na sequência de contingências “n-1” e

de um número restrito de contingências “n-2” ou, ainda, quando é posta em causa a garantia de perfis

aceitáveis de tensão, justificando-se deste modo a tomada de medidas correctivas de alteração da

rede.



Esses limites de aceitabilidade encontram-se definidos no ponto 5 dos “Padrões de Segurança”.

O critério base de selecção de um projecto de reforço consiste na comparação técnico-económica de

alternativas para satisfazer a necessidade identificada, tendo em consideração a manutenção dos

níveis de qualidade e de continuidade de serviço adequados, com base na fixação de opções de

expansão da rede que conduzam ao menor custo total actualizado.

Na quantificação dos benefícios que se obtêm com os novos projectos são incluídos, nas análises

mais elaboradas, os resultantes da redução da expectativa da energia não fornecida (ENF), da

redução de perdas, da variação dos custos de operação do parque produtor e da melhoria da

qualidade de serviço.

No que se refere a encargos incluem-se os resultantes do próprio investimento e os custos de

operação e manutenção.

A avaliação da qualidade de serviço e, em particular, da esperança matemática de energia não

fornecida, é baseada nos índices médios de fiabilidade dos equipamentos da RNT, tendo em conta

ainda, sempre que pertinente, o comportamento das redes de Distribuição e dos centros produtores,

na medida em que esta interacção possa contribuir para reduzir as consequências negativas de

indisponibilidades (fortuitas ou programadas) dos elementos da RNT.

Em situações particulares o critério económico atrás citado baseado no valor actualizado líquido

(VAL), é complementado pela avaliação de outros indicadores como sejam a taxa interna de

rendibilidade (TIR) e a taxa de rendibilidade inicial (TRI) do projecto.

FIABILIDADE DE ALIMENTAÇÃO DOS CONSUMOS

A avaliação da fiabilidade de alimentação nos diferentes pontos de entrega da RNT e sua

comparação com os índices que se encontram estabelecidos no Regulamento da Qualidade de

Serviço (RQS) é outro factor que pode determinar opções de planeamento.

As propostas de projectos de investimento são, em princípio e salvo se houver razões particulares

muito específicas, suportadas nos indicadores estatísticos médios de desempenho dos sistemas de

protecção, comando e controlo, bem como dos sistemas de comunicação que os suportam, cuja

fiabilidade é determinante para a segurança e qualidade de desempenho do sistema global.

Por esse motivo, perante situações de desvio comportamental significativo em relação à média, que

não fiquem abrangidas pelos “Padrões de Segurança para Planeamento”, podem ocorrer situações

com uma menor qualidade final de alimentação dos clientes.



Faz-se aqui referência progressiva à introdução, desde há poucos anos, de funções de protecção

diferencial de linhas de transporte, o que veio melhorar significativamente o desempenho e,

sobretudo, a selectividade do sistema de protecções, em particular nas linhas multiterminal (cujo caso

mais ilustrativo são as linhas em “T”) que, em alguns anos, haviam sido responsáveis por um número

razoável de actuações incorrectas e alguns disparos de cargas.

Infelizmente, os fogos florestais têm sido um factor de risco também ao nível da fiabilidade do SEN,

tendo a ENF do ano de 2004 tido uma forte componente deles resultante.

4.2 OUTROS PRINCÍPIOS DE PLANEAMENTO

REDUÇÃO DE IMPACTES AMBIENTAIS

Os projectos de investimento incorporam uma envolvente estratégica ao nível da redução do impacto

ambiental das soluções propostas. Para o caso das linhas procura-se uma eficiente reutilização e

reforço dos corredores já existentes, nomeadamente através da sua remodelação ou reconstrução

para tensões mais elevadas ou para linhas duplas, de acordo com a previsão de necessidades

futuras de expansão da RNT a médio e longo prazo, procurando-se evitar, sempre que possível, a

necessidade de abertura de novos corredores de linha aérea.

Também para as subestações, em particular para aquelas cujo equipamento chega ao fim da sua

vida útil, procura-se concretizar soluções de remodelação e reforço no mesmo local, de menor

impacte ambiental e desde que economicamente aconselhável, como é o caso, em especial, das que

se situam junto às zonas mais urbanizadas.

GESTÃO DOS NÍVEIS DE CORRENTES DE DEFEITO

As alternativas de reforço ou expansão da RNT procuram contemplar também um adequado

compromisso técnico-económico entre o grau de emalhamento da rede e o consequente aumento

das potências de curto-circuito. De facto, se por um lado o maior emalhamento duma rede pode

contribuir para a sua mais eficiente exploração, reduzindo perdas e aumentando a fiabilidade na

alimentação dos consumos (desde que os nós de concentração dos vários elementos da rede sejam

fiáveis), por outro vai aumentar o nível das potências de curto-circuito e exigir equipamento mais

robusto e, portanto, mais dispendioso.



A instalação de reactâncias série ou de neutro constitui uma solução, por vezes necessária, para

prevenir a ultrapassagem dos limites de correntes de defeito.

Refere-se aqui que a REN, S.A. apresentou em 2004 uma análise estratégica sobre o controlo e a

gestão dos níveis máximos de correntes de defeito para dimensionamento de instalações, tendo

elevado, nalguns casos, os níveis limites anteriormente fixados, em particular os relativos a

instalações de 220 kV e algumas de 150 kV. Este assunto é desenvolvido em maior detalhe no

capítulo 10 sobre evolução de correntes de defeito.

OPTIMIZAÇÃO CONJUNTA COM A PRODUÇÃO E DISTRIBUIÇÃO

As análises técnicas e económicas da fronteira transporte-distribuição são conduzidas do ponto de

vista global do Sistema Eléctrico, isto é, procura-se uma articulação, sempre que pertinente, com os

benefícios e os custos induzidos relevantes nos centros produtores e nas redes da empresa de

distribuição vinculada, para além dos da própria RNT.

O conjunto de reforços ditados pelas elevadas metas de PRE que se apresentam neste Plano e parte

da respectiva programação constituem também um exemplo de conciliação e articulação entre

soluções de recepção de produção e de reforço da capacidade de satisfação dos consumos.

GESTÃO DAS CAPACIDADES DE INTERLIGAÇÃO

A manutenção ou o incremento dos valores alvo para a capacidade de troca com a rede de Espanha

é também um objectivo determinante nas opções de planeamento.

Como referido no capítulo 3, no âmbito do MIBEL foram assumidos valores alvo para os horizontes

2006, 2008 e 2011, tanto a nível de importação como de exportação, para os níveis comerciais de

capacidade de troca. Tendo por base essas metas indicativas foram feitos estudos das redes de

transporte de Portugal e Espanha tendo em vista definir ou actualizar os reforços de ambas as redes

necessários para os atingir.

4.3 CRITÉRIOS PARA OUTROS TIPOS DE INVESTIMENTOS

Para além dos projectos de expansão da RNT, isto é, os que se traduzem por construção ou

remodelação profunda de linhas e subestações da RNT, este Plano inclui também projectos nos

domínios dos sistemas de informação do gestor de sistema, e ainda substituições ou alterações nos



sistemas de supervisão, registo, comunicação, protecção, comando e controlo de instalações da

RNT, incluindo, por isso, investimentos no domínio das tecnologias da informação.

Relativamente a estes investimentos, o critério geral que justifica a sua concretização prende-se com

a necessidade de substituir equipamentos em fim de vida útil ou obsoletos ou ainda de criar sistemas

que permitam suportar tecnicamente as novas funções ou actividades que a REN, S.A. tem de

assumir resultantes das alterações que continuam a ser implementadas no Sector Eléctrico.

O capítulo 6 apresenta em mais detalhe estas justificações para os investimentos mais relevantes

neste domínio.



Página em Branco


Ambiente e desenvolvimento da RNT

5 AMBIENTE E DESENVOLVIMENTO DA RNT

5.1 OS PRINCÍPIOS DA SUSTENTABILIDADE

No desenvolvimento das suas actividades a REN, S.A. tem procurado manter-se em linha com o

desenvolvimento sustentável, apostando nos seus três vectores económico, social e ambiental. Em

2004 aderiu ao Conselho Empresarial para o Desenvolvimento Sustentável (BCSD – Portugal),

delegação Portuguesa do “World Business Council for Sustainable Development”, e apresentou uma

proposta de adesão à “United Nations Global Compact” e aos seus princípios e valores nas áreas dos

direitos humanos, emprego, ambiente e combate à corrupção.

Num processo de evolução gradual a REN, S.A. desenvolveu um Sistema de Gestão Ambiental

segundo o normativo NP EN ISO 14001:1999, o qual obteve a certificação em Dezembro de 2003.

Encontra-se neste momento em conclusão um processo de aprofundamento e melhoria desse

sistema através da sua adaptação à nova norma NP EN ISO 14001:2004, no próprio âmbito de

desenvolvimento de um Sistema Integrado de Gestão de Qualidade Ambiente e Segurança

(SIGQAS). No âmbito deste sistema, em fase de auditoria de certificação, a Empresa assume os

valores do primado ambiental no âmbito da sua Declaração de Política Empresarial, Qualidade,

Ambiente e Segurança, a qual se apresenta na página seguinte.

A REN, S.A. está em linha com a recente Resolução do Conselho de Ministros nº 169/2005, de 24 de

Outubro de 2005, designadamente com os seguintes objectivos da política energética nacional, de

que se destaca:

• Garantir a segurança do abastecimento de energia, através da diversificação dos recursos

primários e dos serviços energéticos, e da promoção da eficiência energética, tanto na cadeia

da oferta como na cadeia da procura da energia.

• Estimular e favorecer a concorrência, na defesa dos consumidores.

• Garantir a adequação ambiental de todo o processo energético, reduzindo os impactes

ambientais às escalas locais, regional e global, nomeadamente no que respeita à intensidade

energética do PIB.



FIGURA 5-1

DECLARAÇÃO DE POLÍTICA EMPRESARIAL



No prosseguimento das suas competências de concessionária, a REN, S.A. encontra-se já há alguns

anos a concretizar um ciclo de expansão da RNT sem paralelo no passado que diversos indicadores

(número de projectos, comprimento de linhas, número de novas subestações e/ou

remodelações/ampliações de subestações existentes, volume de investimento, etc.) expressivamente

mostram.

Em termos globais, este facto traduz-se num crescimento, desde 2002 até 2012, de cerca de 45%

relativamente ao desenvolvido desde o início da RNT até 2001. Este quadro coloca uma particular

necessidade de organização e gestão, interna e externa à Empresa, tendo em vista levar a cabo

estes objectivos num quadro de sustentabilidade. Destaca-se o desenvolvimento acelerado de

diversas competências técnicas e ambientais para este efeito, com bastante sucesso.

5.2 ACTIVIDADE EMPRESARIAL COM MAIOR RELEVÂNCIA AMBIENTAL

Entre outras, destacam-se as seguintes actividades em que a acção da REN, S.A. no âmbito da sua

concessão e da política empresarial, têm particular relevância ambiental:

• A promoção das energias renováveis, de acordo com a Directiva 2001/77/CE

• O Sistema Integrado de Gestão da Qualidade, Ambiente e Segurança (SIGQAS)

• A formação e sensibilização

• O Plano de Promoção do Desempenho Ambiental (PPDA)

• A monitorização de impactos

• O desenvolvimento da RNT

PROMOÇÃO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS

No que se refere às energias renováveis salienta-se, como já se referiu no capítulo 2, o relevante

papel da REN, S.A. na integração destas energias no sistema electroprodutor, dentro das

competências da concessão e em colaboração com o Ministério da Economia e Inovação:

• Análise do potencial de desenvolvimento das energia renováveis

• Desenvolvimento acelerado da rede de transporte para permitir a recepção de 4500 MW de

energias renováveis até 2010

• Estudos de estabilidade local e global, a nível nacional e ibérico

Destaca-se ainda o facto de a REN, S.A. ser a entidade emissora dos certificados verdes do sistema

RECS “Renewable Energy Cerificate System”, sistema que permite, através da garantia de origem,

certificar e valorizar a energia de origem renovável.



ACÇÕES DA REN NA VERTENTE AMBIENTAL NO ÂMBITO DO SIGQAS

A REN, S.A. identifica os aspectos das suas actividades que podem interferir com o ambiente e sobre

as quais pode ter influência ou controlo, determinando quais de entre eles têm ou podem ter impactes

ambientais significativos. A minimização dos impactes ambientais com cariz negativo é assegurada

através da definição de medidas que, de acordo com a metodologia indicada no fluxograma da figura

5-2, são sistematizadas nos planos ambientais, de monitorização e de emergência interna.

A prossecução dos objectivos e metas ambientais no âmbito do SIGQAS é efectuada através de

programas que envolvem diversos descritores:

• Emissões atmosféricas

• Paisagem

• Solos e recursos hídricos

• Ruído

• Avifauna

• Compatibilidade electromagnética (CEM)

• Consumo de recursos

Para os projectos de investimento, sujeitos a

procedimento de Avaliação de Impacte Ambiental

(AIA), a avaliação de significância é realizada na

fase do Estudo de Impacte Ambiental (EIA), tendo

por base, de forma consistente, a análise de

significância dos impactes identificados.

A REN, S.A. tem tomado iniciativas de

colaboração institucional no sentido de assegurar

a eficiência de todo o processo de AIA. Para este

efeito estabeleceu uma parceria com o Instituto do

Ambiente para o desenvolvimento de um “Guia

Metodológico para AIA” das infra-estruturas da

RNT. Este projecto foi adjudicado à APAI –

Associação Portuguesa de Avaliação de Impactes

(associada internacional da IAIA – International

Association for Impact Assessment), da qual a

REN, S.A. é membro colectivo. Este Guia tem

como público-alvo os profissionais envolvidos nos

projectos da RNT, na elaboração de EIA e nos

FIGURA 5-2

PROCESSO GERAL DE MEDIDAS AMBIENTAIS



processos de AIA, assim como o público em geral interessado nestas matérias. Este Guia tem os

seguintes objectivos:

• Compilar, de uma forma didáctica, a informação relevante para a elaboração de EIA e o

desenvolvimento dos processos de AIA, tendo por base as melhores práticas e tecnologias

disponíveis

• Enquadrar os projectos das infra-estruturas da REN nos objectivos da política energética num

quadro de desenvolvimento sustentável

• Integrar e melhorar o saber-fazer adquirido com a experiência

• Permitir o aumento da eficiência dos procedimentos de AIA

FORMAÇÃO E SENSIBILIZAÇÃO PARA A SUSTENTABILIDADE

Em acções planeadas no âmbito do SIGQAS, a REN, S.A. tem vindo a realizar acções de formação

em qualidade, ambiente e segurança, assim como levou a cabo acções de formação de uma bolsa

interna de auditores.

De realçar ainda diversas acções sistemáticas de sensibilização/orientação promovidas pela REN,

S.A. junto dos seus fornecedores de serviços, com a colaboração de entidades governamentais ou

ONGA’s, em tempo de construção, abrangendo temáticas técnicas como segurança e ambiente,

particularmente em torno de valores ecológicos ou patrimoniais.

PLANO DE PROMOÇÃO DO DESEMPENHO AMBIENTAL

Por proposta da REN, S.A. junto da ERSE foi desenvolvido um instrumento de cobertura tarifária

designado por Plano de Promoção do Desempenho Ambiental (PPDA). Este instrumento destina-se a

dar seguimento às actividades de carácter voluntário destinadas à protecção do ambiente,

desenvolvidas pela Empresa, no âmbito da sua concessão. Caracteriza ainda este instrumento o

reporte de execução e de eficácia das medidas.

Sob este plano destaca-se um conjunto de acções de integração paisagística e de protecção da

biodiversidade, em particular a gestão da nidificação da cegonha branca em apoios de linhas da RNT.

O conjunto de acções e técnicas desenvolvidas pela REN, S.A. em colaboração com o ICN de

instalação de plataformas para nidificação, instalação de dispositivos de inibição do poiso/nidificação

e de transferência de ninhos em situações de risco (para as aves e, principalmente, para o bom

funcionamento da RNT, com reflexo directo na qualidade de serviço), obtiveram elevados índices de



0

200

400

600

800

1000

1200

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

N.º

de n

inho

s

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

Taxa

de

inci

dent

es

N.º de ninhos Taxa de incidentes

sucesso como se ilustra na figura 5-3 em que se mostra a evolução do número de ninhos em apoios

da RNT e a taxa de incidentes.

Sob o ponto de vista conservacionista, a RNT tornou-se um importante suporte para esta espécie, se

atentarmos que alberga cerca de 1500 ninhos numa população nacional que se estima em 4000

casais nidificantes.

Neste mesmo quadro destaca-se ainda o protocolo celebrado entre a

REN, S.A. e o ICN (e através deste com a Quercus e a Spea), em

Julho de 2003 e em fase de produção de resultados em 2005.

No âmbito deste protocolo levou-se a cabo o seguinte conjunto de

acções:

• Avaliação de impacte de linhas aéreas da RNT sobre as populações de aves selvagens no

contexto nacional

• Identificação e classificação de linhas e apoios segundo um índice de risco, especialmente

em ZPE e IBA

• Análise do comportamento migratório/dispersivo de diversas espécies de aves e interacção

com a RNT

• Sinalização de linhas da RNT de acordo com os resultados da avaliação

• Monitorização dos efeitos da sinalização

• Estudo de soluções técnicas com vista à minimização de impactes em aves

FIGURA 5-3

NINHOS DE CEGONHA E TAXA DE INCIDENTES



Os trabalhos foram planeados para 3 anos e envolveram 104 troços de 22 linhas da RNT numa

extensão de cerca de 200 km. Identificado o principal impacte sobre aves ao nível da colisão com

cabos de guarda, ressalta a partir dos resultados obtidos até ao presente uma particular sensibilidade

relativamente às espécies estepárias e, em particular, o sisão e a abetarda.

Alguns dados sobre os comportamentos migratório/dispersivo

revelam-se de elevado interesse científico. Particular

sensibilidade foi ainda identificada relativamente à águia de

Bonelli. A REN, S.A. celebrou um protocolo especificamente

sobre esta espécie com o CEAI – Centro de Estudos de

Avifauna Ibérica, no âmbito do qual a REN, S.A. co-financia um

projecto LIFE-Nature a que o CEAI se candidata para a

conservação da referida espécie e fornece serviços de

consultoria no mesmo âmbito, no desenvolvimento dos

projectos de infra-estruturas da RNT. Destacam-se aqui o

conjunto das infra-estruturas das futuras subestações do

Sotavento Algarvio e do Douro Internacional.

MONITORIZAÇÃO DE IMPACTOS

Das numerosas acções de monitorização em curso, envolvendo os descritores de ecologia (avifauna),

ruído, CEM, etc., destacamos a campanha de monitorização sobre a linha de interligação Alqueva –

Balboa a 400 kV, no descritor avifauna. Esta campanha, definida em Declaração de Impacto

Ambiental (DIA), envolve as seguintes acções:

• Avaliação de colisões e identificação e quantificação de espécies

– 5 anos, campanhas quinzenais

• Monitorização da dinâmica de utilização de dormitórios e campos

de alimentação pelo grou – 2 anos, campanhas quinzenais (NOV

a FEV)

• Ocupação de apoios com ninhos de cegonha-branca – 5 anos,

campanhas bianuais

• Estudo do movimento do sisão com telemetria por satélite

(PTT/GPS) – duração do equipamento

• Inventariação da população do sisão e tendência de evolução –

5 anos, contagens quinzenais durante a invernada e a

reprodução

• Estudo do movimento da cegonha preta com telemetria por satélite (PTT/GPS) – duração do

equipamento



DESENVOLVIMENTO DA RNT

No desenvolvimento da RNT destacam-se as metodologias ambientais no desenvolvimento de

projectos, algumas acções de monitorização de particular importância e amplitude e ainda a política

referente à colaboração com entidades terceiras.

.

Todos os projectos de novas linhas e subestações da RNT são suportados em EIA e sujeitos a

processo de AIA. É importante salientar, em complemento à referência já efectuada à intensidade e

aceleração no desenvolvimento da RNT, que se listam, desde já e até 2010, 94 processos de AIA

correspondentes a 70 linhas e 24 subestações e postes de corte e seccionamento.

Sobre as metodologias em EIA ou AIA destacam-se os seguintes elementos fundamentais como seus

pilares:

• Processo de análise apoiado em refinamentos sucessivos, com ampliações em escala,

passando pela análise de uma área de estudo, análise de corredores alternativos de 400 m

de largura (técnica de análise multicritério), até à escolha de um corredor e à definição em

pormenor de um traçado e implantação de apoios

• Identificação dos impactes e da sua significância em função da natureza específica da infra-

estrutura, com seguimento em medidas de minimização e compensação adequadas

Estes pilares metodológicos apoiam-se nos princípios fundamentais de direito ambiental da

prevenção, perseguido sem excepção, e da precaução, nos termos da legislação nacional e europeia

em vigor. Para a prossecução eficaz destes princípios identificam-se um conjunto de requisitos que a

REN, S.A. procura garantir com empenho, mais exactamente a qualidade quer da informação (dados)

quer dos agentes (promotor, consultores, entidades).

Estes requisitos têm em vista um melhorar as acções de planeamento, projecto, execução,

monitorização e ainda conseguir um processo de AIA mais eficaz.

Os principais instrumentos para a garantia daqueles requisitos são:

• A qualificação de consultores (processo suportado tecnicamente no SIGQAS)

• O desenvolvimento e aplicação de especificações técnicas para as metodologias no SIGQAS

e cadernos de encargos, por exemplo, através de processo evolutivo e de melhoria contínua

com a colaboração de consultores, ONG’s e autoridades

• A promoção e apoio de iniciativas de ONG’s e autoridades na área ambiental, cujo perfil

corresponde ao padrão de necessidades de informação para o bom planeamento e

desenvolvimento da RNT, das quais já fizemos referência às principais


Caracterização e justificação dos investimentos e da evolução da RNT

6 CARACTERIZAÇÃO E JUSTIFICAÇÃO DOS INVESTIMENTOS E DA

EVOLUÇÃO DA RNT

Neste capítulo apresenta-se a descrição dos investimentos específicos regulados da REN, S.A. mais

relevantes, com especial enfoque nos relativos ao Transporte de Energia Eléctrica (TEE). Dos

investimentos não específicos apenas se apresenta, pela sua importância, uma referência aos

investimentos mais relevantes em informática.

Esta apresentação está organizada tendo em conta o seu enquadramento nas diferentes funções e

actividades da REN. As rubricas consideradas são :

INVESTIMENTO ESPECÍFICO

6.1. AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA (AEE)

6.2. TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA (TEE)

Dentro desta rubrica a apresentação é efectuada por 8 grandes regiões em que se dividiu o País,

conforme referido mais adiante no início do próprio ponto 6.2.

Por seu turno, e dentro de cada área geográfica, a apresentação está organizada consoante a

finalidade principal de cada projecto.

• Ligação a grandes centros produtores

• Ligação a produtores em regime especial

• Reforço da capacidade de interligação

• Ligação à distribuição vinculada

• Ligação a clientes finais (clientes e modificações para terceiros)

• Reforço interno da RNT

6.3. GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA (GGS)

• Gestor do sistema

• Telecomunicações de segurança

INVESTIMENTO NÃO ESPECÍFICO

Informática



Refere-se que uma parte mais geral das remodelações de instalações e de equipamentos e sistemas

secundários (sistemas de protecção, comando e controlo, de acompanhamento da qualidade de

serviço, etc.) consta de um capítulo próprio, o capítulo 7.

Acrescenta-se que, salvo indicação contrária, todos os valores de investimento indicados neste

capítulo são a custos directos externos, óptica julgada mais adequada para a tomada de decisão a

nível de Planeamento, valores que se encontram referidos a Janeiro de 2006.

Por outro lado, refere-se que a arrumação da apresentação dos projectos de acordo em oito áreas

geográficas pretende evitar algum grau de repetição na descrição dos projectos que se verificou nas

edições anteriores do PIR e ainda, conjugada com mapas inseridos no texto, facilitar a compreensão

da evolução da RNT ao leitor.

6.1 AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA (AEE)

TERRENOS PARA CENTROS ELECTROPRODUTORES

A REN, S.A., no âmbito das suas competências e responsabilidades como concessionária da RNT,

em cumprimento do disposto na legislação em vigor, deve:

• Apresentar uma proposta, com vista à preparação dos “Planos de Expansão do Sistema

Electroprodutor” que identifique as necessidades previsionais de consumo e faça o inventário

dos novos meios de produção ou reforço dos existentes necessários à sua satisfação (artigo

12º do DL 182/95, consolidado pelo DL 56/97)

• Constituir uma carteira de sítios tendo em vista simplificar o processo de disponibilização do

sítio no momento em que for decidida a necessidade de expansão do sistema electroprodutor

(artigo 4º do DL 183/95, consolidado pelo DL 56/97)

• Colaborar com as entidades competentes, nomeadamente a DGGE, na identificação das

necessidades de expansão do sistema electroprodutor vinculado e dos respectivos locais de

implantação, por forma que possam ser estabelecidos, em tempo útil, novos vínculos de

produção (Base XXll, alínea d) do DL 185/95, consolidado pelo DL 56/97)

• Adquirir e manter na sua posse ou propriedade os sítios dos centros electroprodutores

vinculados decorrentes do planeamento aprovado (Base XXll, alínea f) do DL 185/95,

consolidado pelo DL 56/97)



Em conformidade com o previsto na legislação em vigor, a avaliação das necessidades previsionais

de evolução da capacidade do sistema electroprodutor nacional teve como linhas de orientação de

referência as principais directrizes de política energética nacional, configuradas pela Resolução de

Conselho de Ministros (RCM) nº 63/2003, pela RCM nº 171/2004 e pelos “Eixos Estratégicos para a

Área da Energia” do programa do XVll Governo Constitucional.

A identificação de um quadro de referência que garanta a harmonia entre as referidas linhas

directrizes e que promova a opção por soluções que contribuam para o equilíbrio entre elas, constitui

a chave para o desenvolvimento sustentável do sector eléctrico e, em particular, do sistema

electroprodutor.

Neste contexto, e no seguimento da previsão do consumo até 2025 apresentada em 2004, foi

submetido à DGGE em Junho de 2005 o documento “Perspectivas de Evolução do Sistema

Electroprodutor Português – Período 2006-2025”, identificando o inventário dos novos meios de

produção ou de reforço dos existentes.

O universo de trajectórias possíveis no horizonte 2025 foi perspectivado através da definição de dois

cenários distintos/extremos:

• Cenário de base da proposta da REN, S.A. designado por “Sustentabilidade” – que assenta

em soluções fortemente orientadas por critérios de sustentabilidade que, tendo em conta os

desenvolvimentos tecnológicos expectáveis e as conclusões de estudos realizados e

promovidos recentemente pela REN, S.A. se revelam necessárias para se alcançar o melhor

compromisso entre as várias directrizes de política energética.

• Cenário “Business As Usual” – que se baseia em pressupostos que traduzem uma

perspectiva conservadora, de continuidade da tendência que actualmente caracteriza o

Sector Eléctrico, e à qual se associa, como principal preocupação, assegurar níveis

adequados de segurança de abastecimento e o cumprimento dos compromissos assumidos,

designadamente em matérias como energias renováveis e as emissões atmosféricas.

À data de publicação deste Plano, aguarda-se divulgação do Plano de Evolução do Sistema

Electroprodutor, a elaborar pela DGGE com base na proposta acima referida e a aprovar pelo

Ministério da Economia e da Inovação.

Atendendo ao exposto, assumiu-se a estratégia de evolução sustentabilidade, proposta da REN, S.A.

para a evolução do sistema electroprodutor nacional num horizonte de longo prazo, para identificação

dos investimentos a realizar neste âmbito. Assim, no quadro 6-1 são apresentados os valores do

investimento da REN, S.A. previsto em bens imóveis, referentes aos novos centros electroprodutores

necessários para concretizar o cenário de evolução sustentabilidade proposto à DGGE.



Relativamente aos reforços de potência propostos em centros produtores existentes, nomeadamente

Picote 2 e Bemposta 2, não está disponível informação desagregada sobre os respectivos

investimentos em terrenos. No entanto, refere-se que os valores envolvidos, a existir, serão

negligenciáveis face aos restantes identificados.

QUADRO 6-1

INVESTIMENTO EM TERRENOS PARA CENTROS ELECTROPRODUTORES Unidade : 103 € 2006

2006 2007 2008 2009 2010 2011 TOTAL

Baixo Sabor 1,24 1,72 5,73 5,02 2,52 0,46 16,7

Linhares 0,07 0,10 0,34 0,30 0,15 1,0

Foz Tua 0,78 1,08 3,62 5,5

Demarcação de terrenos 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 1,2

TOTAL 1,44 1,99 6,04 6,35 4,10 4,43 24,4

O valor global do investimento previsto para o período 2006-2011 é pois de 24,4 milhões de euros.

6.2 TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉCTRICA (TEE)

Tal como referido anteriormente, a organização de apresentação dos projectos de investimento é feita

neste PIR 2006-11, pela primeira vez, por grandes áreas do Continente. Essas áreas não

correspondem, na totalidade, a regiões administrativas existentes mas decorrem da estrutura

presente e futura da própria RNT e bem assim da sua ligação e proximidade com as concentrações

de consumos ou áreas de produção de energia eléctrica mais importantes. Esta divisão afigura-se

como a mais adequada tendo em vista uma apresentação lógica e equilibrada dos investimentos mais

relevantes da RNT para os próximos anos.

Essas áreas, representadas no mapa da página seguinte, são:

Área 1 – Faixa litoral a Norte do Grande Porto

Área 2 – Trás-os-Montes e eixo do Douro

Área 3 – Grande Porto

Área 4 – Faixa litoral entre Grande Porto e Grande Lisboa

Área 5 – Beiras interiores

Área 6 – Grande Lisboa e península de Setúbal

Área 7 – Alentejo

Área 8 – Algarve



Para cada uma das áreas a apresentação dos projectos segue uma arrumação de acordo com o

objectivo mais importante de cada um. Sublinha-se, no entanto, que a larga maioria dos projectos

serve mais que um objectivo. A sua repartição pormenorizada por finalidades consta do anexo 7.

Nos textos deste capítulo não consta uma descrição de cada um dos projectos, mas apenas

relativamente aos de grande ou média relevância. Aliás, alguns, como os reforços de

autotransformação, de transformação e de meios de compensação de reactiva são apenas referidos

de forma sintética em tabelas e são apresentados apenas os previstos para o período vinculativo do

Plano (2006-2011).

No anexo 5 encontra-se, para cada projecto ou conjunto de projectos, uma descrição técnica

detalhada com a individualização das diferentes obras que os constituem e respectivos custos,

acompanhados de uma ilustração em esquema gráfico. O número que se indica a seguir ao título de

cada projecto é precisamente o número que o permite referenciar no anexo 5.



6.2.1 ÁREA 1 - FAIXA LITORAL A NORTE DO GRANDE PORTO

LIGAÇÃO A PRE

A PRE predominante nesta área é, sem dúvida, a eólica, com cerca de 600 MW que se estimam vir a

ser ligados até 2011, basicamente repartida em dois grandes núcleos : serras de Arga e Peneda e

serras da Cabreira e do Barroso.

Os seguintes investimentos são prioritariamente destinados à recolha desta produção.

• Abertura da subestação de Frades (PR 0202)

Trata-se de uma nova subestação 150/60 kV, junto às actuais centrais de V. Nova e de Frades,

que constava do “Plano de Reforço da RNT para a PRE” (2001) aprovado pela DGGE, e que

deverá entrar em serviço em meados de 2008. Para além da instalação receptora da PRE a 60 ou

a 150 kV, esta instalação deverá assumir mais tarde também um papel de estruturação da rede de

150 kV nesta região.

Deste projecto faz também parte o reforço de capacidade do troço Frades - Caniçada da actual

linha Alto Rabagão - Caniçada.



• Reforço do eixo Frades – Pedralva (PR 0207)

Este projecto, previsto para o primeiro trimestre de 2009, engloba a reconstrução, como linha

dupla, do troço entre Frades e o posto de corte da Caniçada, da actual linha a 150 kV Vila Nova –

Riba d’Ave.

Recorda-se aqui que no anterior PIR 2004-09 esta reconstrução de linha era prevista para 400 kV,

por forma a poder acomodar a ligação de duas novas grandes centrais de bombagem, V. Nova 3 e

Salamonde 2, com um total de 590 MW reversíveis as quais, entretanto, já não constam do

PESEP na sua edição de 2005. Por este motivo, o projecto de reconstrução desta linha regressou

à configuração que tinha no PIR 2002-07, ou seja, volta a ser planeado para 150 kV.

REFORÇO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO

• Nova interligação a 400 kV Norte de Portugal – Noroeste de Espanha (PR 0608)

Associada ao estabelecimento de uma solução de alimentação de uma futura linha ferroviária AVE

Porto – Vigo e ao reforço de abastecimento de consumos, encontra-se aqui prevista, a título

indicativo, para finais de 2010, a criação desta nova interligação a 400 kV, a qual será objecto de

primeiros estudos conjuntos técnicos e económicos com a REE, S.A. no início de 2006.

Para além de ser potenciada por projectos com outras finalidades, esta ligação deverá permitir um

aumento de capacidade de trocas entre Portugal e Espanha no sentido de importação, para além

dos objectivos actuais. Efectivamente, o grande fluxo de entrada permanente de energia na actual

única linha de 400 kV transfronteiriça desta área, a linha dupla A. Lindoso – Cartelle (Galiza), é

responsável por limitações nos níveis de importação face ao disparo simultâneo dos dois circuitos

dessa mesma linha, não apenas por sobrecargas induzidas noutras linhas da REN como também

pelos elevados ângulos de desfasagem que aparecem e que condicionam a religação.

• Reforço de ligação à distribuição vinculada

Os reforços mais estruturantes neste domínio são a criação de dois novos injectores, um na área

de Vizela - Falagueira e outro na de Vila do Conde - Póvoa do Varzim, este último a título

indicativo para 2015. Para além disso, há alguns reforços de transformação, de compensação de

reactiva e novos painéis de 60 kV para apoio da distribuição.



• Abertura de subestação na área de Vizela / Felgueiras (PR 0630)

Esta nova subestação 150/60 kV, prevista para a segunda metade de 2010, encontra-se neste

momento em análise técnica e económica com a EDIS e deverá situar-se numa zona a nascente

da subestação de Riba d’ Ave.

A REN, S.A. concluiu que não é possível o alargamento da instalação “provisória” 150/60 kV de

Guimarães e, estando a capacidade de colocação de transformadores em Riba d’ Ave

praticamente esgotada (a 5ª e última unidade será montada em 2007, ficando a instalação com

mais de 700 MVA), é necessário concretizar uma nova subestação na zona, cujo primeiro

transformador a entrar em serviço provirá, precisamente, de Riba d’ Ave. A segunda unidade será

a que se encontra neste momento em Guimarães, instalação que, nessa altura, deixará de ter

qualquer função para a RNT.

Acrescenta-se que se está a procurar fechar uma malha de 60 kV entre as subestações da RNT

de Riba d’ Ave e de Guimarães, para dar garantia “n-1” instantânea às cargas servidas por esta

última instalação.

• Abertura de subestação na área da Vila do Conde / Póvoa do Varzim (PR 0633)

Esta nova subestação, que já era referida no PIR 2004-09, localizada entre V. Fria e Vermoim,

aparecerá no horizonte 2015, um pouco a nascente da zona da Póvoa do Varzim ou de Vila do

Conde e será ainda objecto de estudos técnico-económicos conjuntos com a EDIS.

Colocando-se a hipótese de construção de uma infraestrutura de 400 kV para a alimentação da

linha ferroviária Porto – Vigo, esta nova subestação será alimentada a esse nível de tensão, por

meio de abertura de uma nova linha a construir para esse efeito.

CLIENTES E MODIFICAÇÕES PARA TERCEIROS (PR 0647)

Com o projecto ferroviário de alta velocidade Porto – Vigo encontra-se prevista para esta área um

importante desenvolvimento da RNT já citado o qual irá assumir outras funções complementares.

Mais concretamente, a solução de alimentação que tem sido debatida com a RAVE, SA para esta

linha ferroviária, que necessitará de ligações com a adequada potência de curto-circuito nos pontos

referidos no mapa, nas suas subestações de tracção SE6 e SE7, consta de um eixo de 400 kV que:

Terá início na futura linha de 400 kV que resultará da reconstrução da actual linha de 220 kV

Valdigem – Vermoim, como dupla de 400 kV.



Seguirá depois para a referida SE6 e daí para norte, para a área da futura subestação da

RNT na zona de Vila do Conde - Póvoa do Varzim.

Continuará para Norte até à subestação de tracção SE7 cruzando, no percurso, o actual eixo

a 150 kV entre Caniçada / Oleiros e V. Fria.

Tal como já referido, poderá prosseguir daí mais para Norte como nova linha de interligação a

400 kV com Espanha.

REFORÇO INTERNO DA RNT

Referem-se aqui três projectos, dos quais, sem dúvida, o mais relevante é a abertura da nova

subestação de articulação 400/150 kV de Pedralva. O segundo é um reforço de linhas para

alimentação da subestação de Vila Fria.

• Abertura da subestação 400/150 kV de Pedralva (PR 9905)

A abertura da subestação de 150/400 kV de Pedralva, que intersectará as linhas já existentes Alto

Lindoso – Riba d’Ave 1, a 400 kV, e as Caniçada – Oleiros e Caniçada – Vila Fria 2, a 150 kV, do

eixo da Caniçada – Oleiros – Vila Fria, encontra-se prevista para o final de 2006.

A subestação de Pedralva ficará equipada com unidades de autotransformação desfasadoras de

modo a proporcionar maior facilidade na gestão dos trânsitos de activa entre as sub-redes de 400

e 150 kV da região. Deste modo, consegue-se dotar a RNT de uma maleabilidade de operação

acrescida, ao mesmo tempo que se tira maior partido da estrutura de linhas aéreas já existentes.

Refere-se que aos 150 kV da subestação de Pedralva irá ligar o maior parque eólico neste

momento previsto em Portugal (e, até ao momento, o maior da Europa “onshore”), o parque do

Alto Minho 1 com 220 MVA.

• Reforço da alimentação a 150 kV de Vila Fria (PR 0003)

Esta nova linha dupla de 150 kV entre Caniçada e Vila Fria, posteriormente a ligar também a

Pedralva, encontra-se prevista para a segunda metade de 2009.

No entanto, a oportunidade da concretização deste projecto terá de ser cotejada com as

perspectivas de evolução da linha de 400 kV para a alimentação da via ferroviária AVE Porto –

Vigo, a qual pode proporcionar uma solução alternativa para o apoio a V. Fria com outros

benefícios a diversos níveis.



• Reforço de alimentação a Vizela / Felgueiras (PR 0632)

Faz parte do projecto a construção de uma segunda linha de 150 kV, a entrar em serviço em 2012,

para reforço de ligação à nova subestação na área de Vizela atrás referida. Esta segunda linha

utilizará, se possível, parte do corredor do actual ramal de Guimarães.

• Remodelação do posto de corte da Caniçada (PR 0310)

Este posto de corte, cujas primeiras fases datam da década de 50 e cuja propriedade transitará

para a REN, S.A., possui um elevado número de equipamentos em fim de vida útil e,

correspondentemente, já com significativa probabilidade de falha. Vai ser, por isso, sujeito em

2007 a uma operação, na prática, de reconstrução, utilizando tecnologias e equipamentos

modernos.

O respectivo projecto encontra-se neste momento em curso na REN, S.A. Dado ter de se

compatibilizar o funcionamento da instalação com a respectiva reconstrução, poderá ter que se

recorrer a tecnologias de isolamento parcial a SF6.

• Reforço de capacidade de linhas

Encontram-se contemplados neste Plano os seguintes reforços de capacidade de linhas de 150 kV

desta área.

Linha Caniçada – Riba d’Ave 2 2005

Linha Caniçada – Oleiros 2006 (1ª fase) e

2010

Linha Caniçada – V.Fria 1 2006 (1ª fase) e

2011

Linha Riba d’Ave – Oleiros 2010

De sublinhar que, num número reduzido de casos, o reforço de capacidade processa-se em duas

fases sendo a primeira alteamento, um reforço apenas para uma temperatura objectivo máxima de

operação da ordem dos 70ºC, agendando-se para mais tarde a intervenção final que elevará a

temperatura máxima de operação da linha para 85ºC.



OUTROS PROJECTOS RELEVANTES

• Novos transformadores MAT/AT

Riba d’ Ave 3º TRF 150/60 kV 170 MVA 2007

Oleiros 3º TRF 150/60 kV 170 MVA 2007

Pedralva TRF 150/130 kV 150 MVA 2008

• Novos painéis de 60 kV para a distribuição

Riba d’ Ave Painel “Vizela” 2007

Vila Fria Painel “S.Romão do Neiva 2” 2008

• Novas baterias de condensadores

Oleiros 50 Mvar 2005

Riba d’Ave 50 Mvar 2009

Esclarece-se que o transformador 150/130 kV acima indicado para a subestação de Pedralva em

2008 constitui um novo apoio necessário, a partir dessa altura, à rede de 130 kV da EDIS entre

Ruivães, Ponte (Braga) e o Lindoso (e que daí tem uma interligação de recurso para a subestação

espanhola de Conchas), tendo em vista garantir a respectiva segurança de abastecimento do lado

de Portugal.

Trata-se de uma máquina especificada para, a longo prazo, poder ser utilizada como

transformador 150/60 kV, preparando uma futura eliminação dos 130 kV e transição de

equipamentos para a rede de 150 kV.



6.2.2 ÁREA 2 - TRÁS-OS-MONTES E EIXO DO DOURO

LIGAÇÃO A GRANDES CENTROS PRODUTORES

• Central de Picote 2 (PR0118)

A data prevista para a entrada em serviço desta central, localizada junto à albufeira de Picote, é

agora 2012 e será equipada em 1 grupo de 231 MW apenas para funcionamento como gerador,

portanto sem a função de bombagem que estava prevista no PESEP anterior e no PIR 2004-09.

A sua ligação à rede será efectuada por um novo circuito de 220 kV entre o posto de corte do

Picote e a futura subestação 400/220 kV do Douro Internacional. O troço inicial deste novo circuito

será em linha simples até à zona da central da Bemposta sendo, a partir daí, efectuado em linha

dupla, destinando-se o outro terno à ligação a 400 kV do reforço previsto para o aproveitamento

de Bemposta 2.

• Central de Bemposta 2 (PR0604)

Trata-se de um reforço de potência do escalão de Bemposta que será equipado com 1 grupo de

181 MW não reversível, com data previsível de entrada em serviço industrial em 2014. A sua



ligação à rede far-se-á por um circuito de 400 kV directamente ligado à futura subestação do

Douro Internacional, tal como referido no ponto anterior.

• Central do Baixo Sabor (PR9917)

O aproveitamento hidroeléctrico do Baixo Sabor consta de um escalão principal com 2x69 MW a

ligar a 220 kV à subestação do Pocinho e de um contra-embalse de pequena potência (30 MW)

que será ligado à rede de distribuição. Ambas as centrais serão equipadas com grupos

reversíveis, o contra-embalse bombando água da albufeira da Valeira e o escalão principal do

respectivo contra-embalse.

• Central de Foz-Tua (PR0605)

Esta central, prevista para o ano de 2014, será equipada com dois grupos reversíveis perfazendo

um total de 207 MW.

A sua ligação à rede far-se-á a 400 kV através de linha directa à futura subestação da RNT na

zona de Valdigem, provisoriamente aqui designada por Valdigem 2.

• Central de Linhares (PR0666)

Trata-se de uma central hidroeléctrica com características de bombagem pura. A água será

elevada da albufeira da Régua e armazenada no reservatório de Linhares. A potência total é de

460 MW.

A sua ligação à rede deverá ser efectuada a 400 kV à futura subestação de Valdigem 2.

Atendendo à sua localização relativamente próxima do aproveitamento de Foz-Tua deverá ser

equacionada uma eventual solução de ligação conjunta que optimize os projectos económica e

ambientalmente.

LIGAÇÃO A PRE

A energia eólica constitui a componente de PRE de maior impacto nesta zona. Os principais pólos

produtores situam-se na serra de Montemuro, nas serras do Alvão e Marão e, mais para o interior,

nas serras de Bornes e Nogueira. A REN, S.A. tem em curso investimentos que se destinam,

maioritariamente, à recolha deste tipo de produção na zona de Trás-os-Montes e eixo do Douro, de

que se destacam os seguintes.



• Abertura de subestação em Vila Pouca de Aguiar (PR0209)

Trata-se de uma subestação 220/60 kV alimentada, numa primeira fase (2007), por uma linha

dupla de 220 kV proveniente de Valdigem, a qual, numa segunda fase (2009), terá continuidade

até às zonas de Chaves e de Macedo dos Cavaleiros.

A subestação irá ficar dotada de dois transformadores 220/60 kV constituídos por unidades de

pólos monofásicos provenientes da subestação de Vermoim com datas previstas de entrada em

serviço de 2007 e 2008. A instalação de um pólo de reserva está programada para o ano 2011.

• Ampliação da subestação de Valdigem (PR0211)

A fim de criar condições para a ligação de vários núcleos de parques eólicos que se situam tanto a

Norte (serra do Marão) como a Sul (serras de Montemuro e Leomil) de Valdigem, tornou-se

necessário prever uma importante ampliação desta subestação de modo a poder acomodar mais

cerca de 5 novos painéis de linha de 60 kV.

Entre a PRE já ligada e a atribuída até 2007 nesta subestação, o total em jogo irá ascender a

cerca de 330 MW ligados a 60 kV ou redes de tensão inferior, a larga maioria deles (250 MW) de

origem eólica.

• Transformação 220/60 kV no Carrapatelo (PR0218)

Este projecto consta da ampliação do actual posto de corte de 220 kV do Carrapatelo de molde a

concretizar a instalação de duas unidades de transformação 220/60 kV, 170 MVA, a primeira delas

já em 2007.

Aos 60 kV irão ser ligados empreendimentos eólicos localizados nas faldas Norte das serras de

Montemuro e Arada, num montante que se estima da ordem dos 150 MVA até 2007/2008.

• Fecho de malha a 220 kV entre Macedo Cavaleiros, Chaves e V. P. de Aguiar (PR0214 e PR0260)

Trata-se de um projecto que engloba o estabelecimento de um anel a 220 kV alternativo ao eixo

do Douro entre Pocinho e Valdigem e que leva a RNT a zonas interiores de Trás-os-Montes que

ainda não são por ela directamente servidas, melhorando as condições de alimentação dos

consumos, para além de proporcionar novos pontos de recepção de PRE, tanto de eólica como de

mini-hídrica. No horizonte 2010/11 estima-se que possam estar em serviço nesta região cerca de

500 a 700 MW.



Numa primeira fase, em 2009, estabelecer-se-á a linha entre Macedo de Cavaleiros para Chaves,

com cerca de 50 km. Numa segunda fase construir-se-á a linha de Chaves para V. P. Aguiar,

numa extensão de cerca de 30 km.

• Abertura da subestação de Valdigem 2 (PR 0228)

A ampliação da actual subestação de Valdigem para integrar o nível 400 kV não se mostrou viável

tendo sido necessário desenvolver os estudos para uma nova subestação designada,

provisoriamente, por Valdigem 2. Esta subestação será equipada numa fase inicial com um

autotransformador 400/220 kV de 450 MVA.

De forma a optimizar a utilização dos elementos da RNT (linhas de 220 kV e linhas de 400 kV)

proceder-se-á a uma separação parcial de redes, com a qual também se consegue o objectivo de

manter as potências de defeito em níveis controlados para a RNT, sem necessidade de precipitar

a remodelação e/ou o reforço de instalações na zona.


Nos últimos dois anos a REN, S.A. e a REE, S.A. desenvolveram e aprofundaram os estudos tendo

em vista definir a estratégia mais adequada para reforço das suas redes na zona do Douro

Internacional, pois verifica-se que, em algumas situações anteriormente previstas de operação da

RNT, as linhas desta área constituem a primeira restrição às capacidades de importação ou de

exportação.

O objectivo principal das análises foi o de garantir soluções de expansão que, de um modo

coordenado, venham a permitir aumentos graduais e sustentados da capacidade de troca entre os

dois sistemas eléctricos. O plano de reforço definido em resultado destes estudos assegura,

igualmente, a adequada integração e transporte pelas redes de importantes produções de energias

renováveis previstas para a região.

Os relatórios que documentam as análises realizadas podem ser consultados em anexo 3 deste

Plano.

• Reforço de interligação e extensão dos 400 kV à zona do Douro Internacional (PR0448 e PR 0226)

Em linhas gerais este projecto consta da extensão da rede de 400 kV desde Recarei, próximo do

Porto, até à zona do Douro Internacional, com o estabelecimento de uma nova interligação a este

nível de tensão, e a abertura de uma subestação 400/220 kV a localizar na proximidade do desvio



para Aldeadávila das linhas de 220 kV que se desenvolvem desde as centrais de Miranda, Picote

e Bemposta para a subestação do Pocinho.

Numa primeira fase, que já se iniciou e que estará concluída em 2008, será reforçada a

capacidade de todas as linhas de 220 kV da região e será aberta a subestação do Douro

Internacional a funcionar apenas a 220 kV.

Em seguida, e numa segunda fase, ficam criadas as condições para colocar fora de serviço uma

das linhas de 220 kV entre a nova subestação do Douro Internacional e a do Pocinho, para a sua

subsequente reconstrução como linha simples de 400 kV. Este novo troço de linha terá

continuidade até à zona de Valdigem por passagem da linha Pocinho – Valdigem 2, actualmente

operada a 220 kV, para a rede de 400 kV.

A interligação com Espanha a 400 kV fica igualmente garantida nesta altura, pois na primeira fase

(2008) está prevista a reconversão para dupla de 400 kV de uma das actuais travessias do rio

Douro (ou a execução de uma travessia nova caso os estudos ambientais assim o venham a

aconselhar).

A data objectivo para entrada em serviço da interligação a 400 kV e infraestuturas associadas é

2009.

• Passagem a 400 kV do eixo Valdigem – Bodiosa (PR 0228)

O eixo a 400 kV entre Recarei e o Douro Internacional terá uma subestação intermédia, designada

por Valdigem 2, a qual será equipada com autotransformação 400/220 kV (a primeira unidade de

400/220 kV será instalada em 2009) a partir da qual a rede de 400 kV se desenvolverá para Sul na

direcção de Bodiosa (Viseu) e daqui para Paraimo (zona da Anadia). A entrada em serviço deste

projecto a 400 kV será coordenada e simultânea com a linha Douro-Internacional – Valdigem 2 e

com o estabelecimento da interligação internacional a 400 kV com Aldeadávila referida no ponto

anterior.

• Reconversão para 400 kV da linha Valdigem – Vermoim 1 (PR9713)

A extensão da rede de 400 kV até à zona do Grande Porto será conseguida pela reconversão para

dupla 400+220 kV da actual linha Valdigem – Vermoim a 220 kV que se encontra em acentuado

estado de envelhecimento. O aumento de capacidade de transporte neste eixo torna-se imperativo

face aos crescentes fluxos de circulação com Espanha e ao significativo aumento de produção

renovável em Trás-os-Montes e a Sul do eixo do Douro.

Em termos eléctricos, o objectivo é o de constituir, numa 1ª fase, um circuito entre Valdigem 2 e

Recarei pelo que é ainda necessário proceder à constituição de um pequeno troço novo duplo de



400 kV, numa extensão de cerca de 7 a 8 km, entre o traçado original da linha Valdigem –

Vermoim 1 e a subestação de Recarei.

LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO VINCULADA

• Abertura de subestação na área de Macedo de Cavaleiros (PR 9705)

As cidades de Bragança, Macedo de Cavaleiros e Mirandela são actualmente alimentadas a partir

da subestação do Pocinho com base numa rede de 60 kV com cerca de 80 km de extensão. Esta

rede encontra-se no limite da sua capacidade, não se justificando mais o seu alargamento ou

reforço sendo mais estratégico apostar, desde já, na expansão do nível 220 kV.

Deste modo, a futura subestação 220/60 kV a construir em 2007 na zona de Macedo de

Cavaleiros permitirá alimentar os consumos de toda esta extensa região através de uma rede de

60 kV de muito menor extensão, com as inerentes vantagens no campo de aumento da fiabilidade

e de redução de perdas de transporte.

Sublinha-se que esta subestação permitirá ainda a recepção de produção PRE de origem eólica

na casa dos 150 MW, até ao horizonte 2010, e por isso foi contemplada no “Plano de Reforço da

RNT para a PRE”.

Na fase inicial de abertura da subestação será instalado um transformador 220/60 kV de 126 MVA,

estando prevista uma segunda unidade para 2012.

• Abertura de nova subestação em Chaves (PR 0213 e PR 0234)

A actual estrutura da RNT que abastece a área de Chaves é constituída, desde 1996, por uma

derivação em “T” da linha Alto Rabagão – Caniçada a 150 kV com um comprimento total de cerca

de 70 km, numa zona de elevado índice queráunico. Este facto tem conduzido a um nível menos

desejável na fiabilidade de alimentação dos consumos, situação que se tem vindo a agravar com o

crescimento das cargas.

Em 2004 a EDIS concretizou um fecho de malha a 60 kV entre as subestações do Pocinho,

Chaves e Valdigem que veio permitir uma melhoria na qualidade de abastecimento das cargas de

Chaves o qual, contudo, não será suficiente para os níveis de carga a satisfazer nas horas de

maior consumo.

Nestas circunstâncias, e tendo em conta que a actual subestação de Chaves não é ampliável, a

REN, S.A. definiu a extensão da rede de 220 kV entre V P de Aguiar e Macedo de Cavaleiros, com



a abertura de uma nova subestação na zona de Chaves, a qual consiste na melhor solução para

assegurar uma sólida e duradoira alimentação das cargas nesta região.

A abertura da subestação está prevista para 2009, com dois transformadores 220/60 kV de

63 MVA, um deles proveniente da subestação de Mourisca.


Encontram-se previstos neste Plano os seguintes reforços de capacidade de linhas desta área:

Linha Bemposta – Pocinho 2005

Linha Mogadouro – Valeira 2006 (1ª fase) e

2010

Linha Valdigem – Carrapatelo 2 e 3 2009

Linha Valeira – Valdigem 1 e 2 2007

Linha Picote – Mogadouro 2007



Macedo de Cavaleiros Painel “Bragança” 2007

“ “Macedo” 2007

Chaves Painel “Chaves 1” 2009

“ “Chaves 2” 2009

Carrapatelo Painel “Marco” 2007



6.2.3 ÁREA 3 - GRANDE PORTO

LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS ELECTROPRODUTORES

• Central a gás natural, ciclo simples na zona de Gondomar (PR 0657)

Foi considerada pelo PESEP 2006-25 (ano 2010) a necessidade de uma turbina a gás natural de

ciclo simples 250 MW, cuja localização foi aqui suposta na zona da Tapada do Outeiro. Em 2015

esta central será reforçada com um segundo grupo de características idênticas.

Para a integração desta central na RNT será necessário abrir um posto de corte a 400 kV na

região, por desvio da linha Recarei – Lavos, que possibilite a ligação dos circuitos provenientes da

central.

Efectivamente, a rede de 220 kV existente na zona denota níveis de ocupação bastante elevados,

não tendo já margem suficiente para acomodar esta central. Para além disso, os níveis de

corrente de curto-circuito também são muito elevados, o que desaconselha, de igual modo, a

ligação de qualquer nova central neste nível de tensão.




Destacam-se neste domínio a ampliação e reforço das subestações de Vermoim, Custóias e

Ermesinde.

• Ampliação e reforço da subestação de Vermoim (PR0612 e PR0501)

É contemplada a substituição de 4 transformadores 220/60 kV, 120 MVA, (dois deles em fim de

vida útil e outros dois que serão transferidos para V.P. de Aguiar) por 3 unidades novas de

170 MVA. As datas previstas para este reforço são 2007 (2x170 MVA) e 2010 (1x170 MVA). Por

outro lado, em 2013, está planeada a instalação da primeira unidade de transformação 400/60 kV,

170 MVA.

• Reforço de transformação em Custóias (PR9605)

Este projecto consta da instalação de uma terceira unidade de transformação 220/60 kV,

170 MVA, em Custóias, o que permitirá realizar uma reconfiguração da rede de 60 kV com claras

vantagens na redução de perdas e na melhoria de fiabilidade de alimentação dos consumos. A

carga solicitada a Custóias terá um incremento escalonar da ordem dos 130 MW, com a

correspondente redução em Vermoim. É de sublinhar que esta última subestação é a única da

RNT que tem registado pontas acima dos 500 MW e que, com a concretização deste projecto, se

consegue reduzir e controlar este valor de elevada concentração de carga.

• Reconstrução da subestação de Ermesinde (PR0233)

O avançado envelhecimento da estrutura de 150 kV que conflui na subestação de Ermesinde, que

data do início dos anos 50, associado à menor adequação deste nível de tensão face às elevadas

cargas da região no futuro, justificam a sua futura reconstrução para o nível de tensão de 220 kV.

No que respeita a este projecto estão previstas as seguintes acções mais importantes:

Instalação, na primeira fase, de dois transformadores 220/60 kV, 170 MVA, e desactivação de

dois, 150/60 kV, 50 MVA, em fim de vida útil.

Colocação em serviço em 2010 da terceira unidade 220/60 kV, 170 MVA, e, em sequência,

retirada de duas unidades de 150/60 kV, de 126 MVA, que serão transferidas para outras

instalações.

Desactivação completa dos 150 kV de Ermesinde na sequência da acção anterior. O cliente

Siderurgia da Maia passará a ficar alimentado a partir de Vermoim, ainda durante alguns



anos a 150 kV, utilizando neste nível de tensão um terno de uma das novas linhas duplas de

220 kV.


O desenvolvimento da RNT nesta zona caracteriza-se pela expansão e reforço da estrutura de

220 kV, de que se destaca a sua progressiva extensão à subestação de Ermesinde substituindo os

150 kV em fim de vida útil e, numa etapa de mais largo prazo, a chegada dos 400 kV à subestação de

Vermoim, a qual passará a funcionar como segundo grande pólo repartidor 400/220 kV, a par com a

actual subestação de Recarei.

• Alimentação de Ermesinde a partir dos 220 kV (PR0233 e PR0423)

Como já referido no capítulo anterior esta acção contempla a extensão da rede de 220 kV a

Ermesinde através da reconstrução, como duplas de 220 kV, de duas das actuais três linhas de

150 kV entre Vermoim e Ermesinde, em fim de vida útil, a primeira em 2008 e a segunda em 2009.

O corredor correspondente à terceira linha poderá então ser desactivado.

• Reforço de alimentação a Custóias (PR 0104)

A subestação de Custóias é alimentada por dois circuitos de 220 kV, os quais têm um traçado de

cerca de 10 km num único corredor em configuração de linha dupla. Para reforçar e aumentar a

fiabilidade da alimentação a esta subestação está previsto para 2005 a entrada em serviço de uma

2ª linha de 220 kV, em corredor independente do primeiro, por passagem a este nível de tensão

de um dos ternos do anel Vermoim – Custóias – Prelada, actualmente operado a 60 kV pela EDIS.

• Introdução dos 400 kV em Vermoim (PR0417)

Este projecto, previsto para 2013, contempla o início da operação a 400 kV de duas linhas que

confluem em Vermoim e que estão hoje exploradas a 220 kV. Uma delas ligará directamente a

Recarei enquanto que a outra o fará também mas através da ligação ao posto de corte adjacente

à primeira subestação de tracção ferroviária AVE do eixo Porto-Vigo conforme já exposto

anteriormente. Ao mesmo tempo será instalada autotransformação 400/220 kV em Vermoim.

De referir que, no PIR 2004-09, estava previsto que a citada ligação para Norte viesse a ser

concretizada através de uma linha entre Vermoim e Riba d’Ave com continuidade até Pedralva e

ligando ao eixo de interligação com Espanha de Lindoso – Cartelle. Contudo, as análises

subsequentes entretanto realizadas e que passaram a contemplar a necessidade de alimentação

de duas subestações de tracção para a linha ferroviária AVE, no troço português da linha Porto-



Vigo, assim como o interesse no estabelecimento de uma nova interligação internacional a 400 kV

entre o Minho e a Galiza, justificam a alteração de estratégia assumida neste Plano.

• Remodelação de Vermoim e de Ermesinde (EX 0402)

A evolução da rede no Grande Porto associada à idade das instalações de Vermoim e de

Ermesinde (1951) justificam uma profunda acção de remodelação.

Na subestação de Vermoim, para além da substituição dos transformadores e da inerente redução

do nível de ruído, já referidos atrás, serão tomadas as seguintes acções:

Remodelação completa dos sistemas de alimentação, no sentido de os dotar da

operacionalidade e segurança idêntica aos das instalações recentemente construídas.

Adequação de diversa aparelhagem MAT e AT, designadamente dos seccionadores de

220 kV, às correntes máximas de defeito da instalação.

Reforço de potência de painéis de linha de 60 kV, para os adequar à capacidade de

transporte das linhas.

Motorização de seccionadores de 60 kV.

Em Ermesinde, a actuação deverá centrar-se nos painéis de 60 kV já que os 150 kV serão

desclassificados e substituídos pelo nível 220 kV (PR 0233 e PR 0423).


Encontram-se contemplados, nesta área, os seguintes reforços de capacidade de linhas de

220 kV:

Ramal para Estarreja da linha T. Outeiro – Canelas 2005

Linha Torrão – Canelas 2006

Linha Torrão – Carrapatelo 2006 (1ª fase) e

2010

Linhas Recarei – Vermoim e Recarei – Custóias 2007

Linha Recarei – Canelas 2008

Linha Carrapatelo – Estarreja 1 2009





Torrão 2º TRF 220/60 kV 170 MVA 2008

Recarei 2º TRF 220/60 kV 126 MVA 2009 (proveniente Batalha)


Canelas Painel “Vilar do Paraíso” 2005

Painel “Serzedo” 2006

Barramento 60 kV – Reforço 2008

Vermoim Painéis 60 kV – Reforço de 2 painéis 2007

Barramento 60 kV – Reforço 2008



6.2.4 ÁREA 4 - FAIXA LITORAL ENTRE O GRANDE PORTO E A GRANDE LISBOA

LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS ELECTROPRODUTORES

Nesta área, em consonância com o referido no capítulo 2, são previstos os seguintes projectos para

ligação de grandes centrais.



• Central a gás natural, ciclo combinado na zona da Figueira da Foz (PR 0607)

Foi prevista em 2010 a ligação de um grupo TGCC de 400 MW à subestação de Lavos no nível de

tensão de 400 kV. Este grupo precipita a necessidade de construção de uma linha a 400 kV entre

esta subestação e a da Batalha nessa mesma altura.

• Central a carvão na zona de Figueira da Foz (PR 0655)

Já no período indicativo deste Plano foi considerada a ligação de dois grupos a carvão de 450 MW

cada, que ligarão, respectivamente em 2014 e 2015, aos 400 kV da subestação de Lavos.

Para a correcta integração desta central na RNT, em particular com o seu segundo grupo,

assume-se a necessidade de uma ligação a 400 kV entre as subestações de Lavos e de Paraimo

em 2015.

LIGAÇÃO DE PRE

Nesta área localizam-se importantes núcleos de produção de energia eólica das serras de Freita,

Caramulo, Lousã, Sicó, Aire e Candeeiros.

Os parques das serras de Freita e Caramulo encontram-se na zona de influência das subestações da

RNT de Estarreja e Mourisca. As suas ligações, num montante da ordem dos 110 MW até 2000/2010,

serão realizadas nas sub-redes da EDIS.

A integração do potencial eólico das serras do Sicó, de Aire e dos Candeeiros será efectuada através

de ligações a 60 kV, ou a tensões inferiores, nas zonas de influência das subestações da REN, S.A.

de Pombal, Batalha e Rio Maior, num total estimado de 340 MW até 2008/2010.

O potencial eólico mais significativo desta área situa-se na serra da Lousã. Para criar condições de

recepção desta potência, em particular nas faldas Oeste e Sul da serra, a REN, S.A. planeou a

abertura de uma subestação 220/60 kV em Penela que, conjuntamente com a actual subestação de

Pereiros, permitirá receber um montante da ordem dos 400 MW até 2010.

• Abertura de subestação na área de Penela (PR 0210)

A data de abertura desta nova subestação, que figura no “Plano Específico de Reforço da RNT

para a PRE”, está prevista para o final de 2006, por entrada e saída da linha dupla a 220 kV

Pereiros – Zêzere. Em Penela ligará também a linha de 220 kV proveniente de Espariz, planeada

para 2008.



Nesta subestação serão instalados dois transformadores 220/60 kV, de 170 MVA, um em 2006 e

outro em 2010, os quais criam condições para a recepção da forte injecção de energia eólica no

nível de 60 kV.


• Introdução da transformação 400/60 kV na subestação da Batalha (PR 0223)

Trata-se da ampliação da subestação com a introdução do nível de 400 kV e que será equipada

com unidades de transformação 400/60 kV, em detrimento do reforço da actual transformação

220/60 kV.

O crescimento dos consumos abastecidos por esta subestação tem sido significativo situando-se

actualmente na casa dos 300 MW. As linhas de 220 kV de alimentação da subestação registam,

subsequentemente, trânsitos mais elevados a que também não é alheio o seu papel de transporte

Norte-Sul e a existência de uma outra subestação no mesmo eixo em Pombal.

Neste quadro, e aproveitando a proximidade da linha de 400 kV Recarei – Rio Maior 1 à

subestação da Batalha, foi desenvolvida uma análise técnico-económica (que consta do Relatório

PRPR-DS 1/2002) que veio demonstrar a vantagem de introdução da transformação 400/60 kV na

Batalha.

A primeira unidade 400/60 kV, 170 MVA, será instalada em 2006 e a segunda em 2007, esta

última antecipada relativamente à data inicial devido ao novo grupo TGCC no Pego. Nesta mesma

data será desactivado um dos actuais transformadores 220/60 kV.

• Abertura da subestação de Paraimo (PR 9708)

A introdução de transformação MAT/AT na subestação de Paraimo irá proporcionar uma

alimentação eléctrica mais fiável, via RNT, a uma considerável área englobando, em particular, os

concelhos de Anadia, de Cantanhede e de Mortágua, os quais são hoje abastecidos a partir da

subestação de Mogofores, a qual é mono-alimentada por um ramal em “T” de 220 kV e que,

portanto, apresenta uma menor qualidade de serviço e não pode ser ampliada.

Optou-se, tal como na subestação da Batalha, por privilegiar a transformação 400/60 kV pois a

estrutura de 220 kV já está muito carregada, ao mesmo tempo que se consegue uma solução com

menores perdas de transporte. O primeiro transformador entrará ao serviço no 2º semestre de

2006.



• Abertura da subestação na área de Torres Vedras (PR 0216)

A abertura de uma subestação 220/60 kV na área de Torres Vedras continua prevista para o

último trimestre de 2007, tal como no Plano anterior. Está prevista a instalação de um primeiro

transformador de 170 MVA com a abertura da instalação e de um segundo em 2010.

Este injector permitirá fazer face aos crescimentos do consumo da região Oeste ao mesmo tempo

que cria condições, logo nessa altura, para a recepção de montantes mais elevados de projectos

PRE eólicos localizados nessa zona.

• Abertura de subestação na área de S. João da Madeira / Feira (PR 0410)

Para o final do período deste Plano é considerado o projecto de reforço à estrutura local de

distribuição de 60 kV, através da abertura de uma subestação 400/60 kV na zona de S. João da

Madeira / Feira. Este projecto, contudo, terá ainda de ser alvo de análises conjuntas entre a REN,

S.A. e a EDIS, tendo em vista a sua justificação e respectiva caracterização mais detalhada.

LIGAÇÕES A CLIENTES FINAIS

• Alimentação à rede ferroviária de alta velocidade (PR 0648)

No seu eixo Lisboa – Porto, a futura rede ferroviária AVE virá a ter necessidade de um conjunto de

pontos de alimentação às suas subestações de tracção, a maior parte das quais se situa nesta

zona litoral. Para esta finalidade está assim prevista, como de maior vulto, a abertura de uma nova

instalação de 220 kV na zona de Pombal (junto a uma subestação de tracção), para onde serão

desviadas as duas linhas de 220 kV Pereiros – Batalha 1 e 2. Contabilizam-se ainda três outros

casos de alimentação a 220 kV, baseados em curtas “antenas” com origem nas instalações da

RNT de Rio Maior, Paraimo e Estarreja, nas quais será, naturalmente, necessário vir a equipar

novos painéis. Este conjunto de realizações foi aqui previsto para o período 2012 a 2014, como

datas indicativas.


Nesta faixa litoral, a nível de projectos maioritariamente atribuídos a reforços estruturantes da RNT,

menciona-se a instalação de autotransformação 400/220 kV na subestação de Paraimo e o “by-pass”

de Rio Maior por linhas de 400 kV.



• Linha Pego – Batalha a 400 kV (PR 8701)

O estabelecimento da nova ligação a 400 kV entre o posto de corte do Pego e a subestação da

Batalha previsto para 2006, permitirá criar uma maior robustez na ligação da produção térmica

localizada na zona do Pego ao eixo de transporte norte-sul a 400 kV, localizado no litoral,

introduzindo, simultaneamente, melhores condições nas trocas internacionais através da

interligação Falagueira - Cedillo.

• “By-pass” à subestação de Rio Maior (PR 0225)

Após a realização do reforço descrito no parágrafo anterior, a nova linha de 400 kV Pego –

Batalha, ficam criadas as condições para a realização de uma alternativa em que uma das linhas a

400 kV do eixo norte-sul contorne a subestação de Rio Maior. Desta forma, está previsto para

2007 que as linhas Batalha – Rio Maior e Rio Maior – Ribatejo sejam desviadas de Rio Maior,

estabelecendo-se uma ligação directa Batalha – Ribatejo, o que irá introduzir um nível de

fiabilidade acrescido na estrutura da rede ao evitar uma tão elevada concentração de linhas

naquela subestação.

• Autotransformação 400/220 kV em Paraimo (PR 9714)

Encontra-se prevista a instalação de uma primeira unidade de 450 MVA em Maio de 2007 e de

uma segunda no horizonte 2014, já no período indicativo deste Plano.

Este projecto revelou-se essencial para reduzir os elevados fluxos Norte-Sul pela estrutura de

220 kV entre o eixo do Douro e a zona litoral centro, na medida em que proporciona uma injecção

de potência naquele nível de tensão a partir dos 400 kV. De sublinhar que, com este projecto, se

obtem uma redução de perdas de transporte.

• Desactivação do nível 150 kV da subestação de Pereiros (PR 0251)

Menciona-se finalmente a desclassificação do nível de 150 kV na subestação de Pereiros e da

linha, também de 150 kV, Zêzere – Pereiros 1, o que constitui o último passo no projecto de

reconversão para 220 kV do antigo eixo a 150 kV entre Ermesinde e Sacavém.




No que se refere ao aumento de capacidade de transporte de linhas já existentes, reportam-se os

seguintes casos:

Linha Pereiros – Batalha 2 2007

Linha Pereiros – Batalha 1 2008

Linha Mourisca – Pereiros 2008

Linha Carrapatelo – Estarreja 1 2009



Santarém TRF 220/60 kV 126 MVA 2006

Santarém TRF 220/60 kV 63 MVA 2006 (desactivação)

Pereiros TRF 220/60 kV 126 MVA 2007

Pereiros TRF 220/60 kV 63 MVA 2007 (desactivação)

Penela TRF 220/60 kV 170 MVA 2010

Estarreja TRF 220/60 kV 170 MVA 2007

Lavos TRF 400/60 kV 170 MVA 2008

Zêzere TRF 220/60 kV 170 MVA 2009

Paraimo TRF 400/60 kV 170 MVA 2012

Mogofores TRF 220/60 kV 126 MVA 2012 (desactivação)


Para compensação de reactiva está prevista a instalação de novos bancos de baterias de

condensadores nas seguintes subestações:

Rio Maior 50 Mvar 2006

Zêzere 40 Mvar 2007

Mourisca 50 Mvar 2008

Torres Vedras 30 Mvar 2008

Batalha 50 Mvar 2009



6.2.5 ÁREA 5 - BEIRAS INTERIORES

O desenvolvimento da RNT previsto nesta área para o período até 2011 está centrado em dois

reforços principais; a concretização do eixo a 400 kV Valdigem – Bodiosa – Paraimo e a conclusão do

eixo a 220 e 150 kV Chafariz – Ferro – Castelo Branco – Falagueira tendo em vista, como grandes

objectivos, dar resposta à ligação de um significativo volume de PRE eólica e à satisfação do

abastecimento dos consumos em melhores condições de qualidade de serviço.

LIGAÇÃO DE PRE

• Linha Valdigem – Bodiosa – Paraimo (PR 0212)

Esta linha com origem na subestação de Valdigem que, como se sabe, se situa próxima da Régua

em zonas de elevado potencial eólico e de grande produção hidroeléctrica, criará um corredor



alternativo importante ao escoamento dos elevados montantes de produção renovável da região

de Trás-os-Montes e Alto Douro e ainda da produção eólica da zona de Viseu.

Para além disso, ela desempenha também um papel relevante na melhoria das condições de

alimentação das cargas de Viseu, no reforço da estrutura e fiabilidade da RNT e no aumento da

capacidade de interligação.

Numa primeira fase este eixo, que ficará completo em 2006/07, entrará em operação a 220 kV,

estando a sua passagem a 400 kV planeada para 2009 face à necessidade de escoamento do

crescente volume de produção PRE, conjugado com os importantes fluxos de importação que se

desejam garantir nesse horizonte temporal (cerca de 1800 MW da capacidade técnica).

• Abertura da subestação de Espariz (PR 0215)

Tal como a subestação de Penela, esta instalação tem função idêntica e constava também do

“Plano de Reforço da RNT para a PRE”. Ficará situada sensivelmente a meio do eixo constituído

pelas linhas V. Chã – Pereiros de 220 kV, que para ela serão desviadas por meio de curtos troços

de linha dupla. A esta subestação passará também a ligar a linha de 220 kV do parque eólico da

Pampilhosa da Serra que actualmente se encontra ligada em antena à linha V. Chã – Pereiros 1. A

eliminação deste “T” é da maior importância para o bom funcionamento da RNT.

Esta nova instalação deverá entrar em serviço na segunda metade de 2008, equipada com um

transformador 220/60 kV de 126 MVA.

• Nova linha Espariz – Penela (PR 0206)

Trata-se de uma nova linha dupla de 220 kV, a entrar em serviço em 2008 com um terno instalado,

e que ligará as duas subestações atrás referidas evitando sobrecargas na sequência de

contingências em qualquer das linhas daí para Pereiros. Por outro lado, criará um “by pass” de

220 kV ao nó de Pereiros aumentando assim a segurança de funcionamento da RNT nesta área.

Esta linha constava também do “Plano de Reforço da RNT para a PRE”.


Há dois projectos chave com esta finalidade, mais exactamente as novas instalações da Bodiosa

(Viseu) e de Castelo Branco, para além de diversos reforços de transformação em instalações

existentes.



• Abertura da subestação da Bodiosa (PR 9801)

Esta nova subestação, situada no concelho de Viseu, deverá entrar em serviço na primeira

metade de 2006 apoiada na nova linha Bodiosa – Valdigem, atrás apontada, ligada a 220 kV e

com uma primeira unidade de 126 MVA, passando a alimentar as importantes cargas da cidade de

Viseu e outras num total de cerca de 100 MW de ponta nessa altura.

Para além disso, uma significativa quantidade de potência eólica aí será ligada directamente ou

nas redes de distribuição na área de influência desta subestação. Este valor poderá rondar de

início os 80 MW e ocupará, em particular, três dos primeiros painéis de 60 kV da subestação.

Mais tarde, e associado com a passagem do eixo Valdigem – Bodiosa – Paraimo a 400 kV, esta

subestação passará a 400/60 kV. A análise técnico-económica desta instalação encontra-se no RL

8/2001 PRAR.

• Abertura da subestação de Castelo Branco (PR9913)

Trata-se de uma nova instalação da RNT com uma função de apoio aos consumos locais mas, tal

como a de Bodiosa, também com uma função de recolha de produção PRE eólica, em particular

proveniente a 150 kV da serra da Gardunha.

Para além destas duas funções, esta subestação é ainda um ponto de articulação entre as redes

de 220 kV proveniente de Norte e a de 150 kV que se desenvolve para sul, sendo para isso

dotada de uma primeira unidade de 220/150 kV, de 250 MVA.

Esta instalação, que fazia parte do “Plano de Reforço da RNT para a PRE”, deverá entrar em

serviço em finais de 2006. A potência 150/60 kV instalada começará por ser de 2*63 MVA, com

uma dessas duas unidades proveniente de Pracana.

Após a entrada em serviço de Castelo Branco, e com o reforço de transformação já realizado na

Falagueira, a instalação 150/60 kV da Pracana será encerrada.

CLIENTES E MODIFICAÇÕES PARA TERCEIROS

Assinala-se a construção de um pequeno ramal em linha dupla de 220 kV que irá alimentar, em

meados de 2006, a subestação de tracção da REFER de Fatela (linha da Beira Baixa).




• Nova linha a 220 kV Ferro – Castelo Branco (PR 0205)

Esta nova linha dupla de 220 kV com cerca de 57 km constitui uma das componentes do novo eixo

interior Chafariz – Ferro – Castelo Branco – Falagueira e deverá entrar em serviço no final de

2006. Este eixo tem também uma componente significativa de contributo para a recepção dos

elevados volumes de PRE eólica desta zona e a sua antecipação figurava já no “Plano de Reforço

da RNT para a PRE”.

• Segunda linha Castelo Branco – Falagueira (PR 0624)

Esta linha está prevista para o final do período indicativo deste Plano, mais exactamente para

2016, tendo em vista fazer face a um eventual possível futuro aumento dos níveis de PRE eólica a

ligar ao eixo Chafariz – Falagueira.

Efectivamente, a partir de certos níveis de aumento de produção, não só o disparo conjunto dos

dois ternos da primeira linha Castelo Branco – Falagueira a 150 kV irá pôr em causa a segurança

do eixo a 220 kV Pocinho – Chafariz – V.Chã – Espariz – Pereiros como também as potências de

defeito nas zonas de Ferro e de Castelo Branco serão insuficientes.

Esta segunda linha será isolada para 400 kV e constituirá o primeiro elemento de um futuro eixo

interior a 400 kV no Norte do País. Não se exclui a hipótese de se ter que antecipar a criação

desta linha, função da evolução da implantação de projectos eólicos nesta área.


• Novos transformadores

Ferro 2º TRF* 220/60 kV 63 MVA 2006

Bodiosa 2º TRF 220/60 kV 126 MVA 2006

Bodiosa 1º e 2º TRF** 400/60 kV 170 MVA 2009

Chafariz 3º TRF 220/60 kV 126 MVA 2009

Ferro 3º TRF 220/60 kV 126 MVA 2011

* Proveniente de Santarém

** Com a passagem a 400 kV do eixo Valdigem – Bodiosa – Paraimo, são retirados de serviço os dois

transformadores 220/60 kV, de 126 MVA, que serão encaminhados para outras subestações.



• Novos painéis para PRE

Ferro Painel 220 kV “Penamacor” 2005

Painel 60 kV “Pedras Lavadas” 2005

Bodiosa Painel 60 kV “Fornelo do Monte” 2006

Painel 60 kV “Mourisca” 2006

Painel 60 kV “Nave” 2006 Chafariz Painel 60 kV “Videmonte” 2006

C. Branco Painel 150 kV “Gardunha” 2006



6.2.6 ÁREA 6 - GRANDE LISBOA E PENÍNSULA DE SETÚBAL

LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS PRODUTORES

Encontra-se prevista a desactivação das actuais centrais do Carregado e de Setúbal,

respectivamente nos anos de 2010 e 2012, de acordo com o PESEP 2006 -25. O facto destas

centrais serem pouco competitivas, quer a nível de rendimento quer de emissões, pressupõe a

redução progressiva no seu grau de utilização até lá.

É provável que venham a ser substituídas por outras, no mesmo local, de tecnologia mais avançada.

De acordo com um dos critérios referidos no capítulo 2 foi suposto entrar em serviço nessas

localizações até 2016 um novo grupo de TGCC de 400 MW no local do Carregado, o qual deverá

ligar a 220 kV nos barramentos da actual subestação, sem necessitar nenhum outro reforço

específico da RNT, caso efectivamente venha a ocupar capacidade deixada livre pelas referidas

desclassificações.

LIGAÇÃO DE PRE

Existe um conjunto de parques eólicos que se ligam às redes de distribuição nesta área que totalizam

cerca de 180 MW, em particular na zona de influência de Fanhões, ligando ou internamente àquelas

redes ou a painéis de 60 kV em instalações da RNT.




• Abertura de subestação em Zambujal (PR0406 e PR0421)

Trata-se do projecto de abertura de uma subestação 220/60 kV adjacente ao posto de corte a

60 kV do Zambujal da EDIS, a partir do qual se faz a alimentação da zona ribeirinha de Lisboa

desde Ajuda / Pedrouços até Cais do Sodré / Santos, assim como de Algés e Carnaxide.

O elevado valor da carga abastecida, que já ronda os 165 MVA com perspectivas de crescimento

sustentado ao longo dos próximos anos, justificou a análise da oportunidade da extensão da RNT

a esta zona.

Esta nova subestação permite diminuir o volume total de carga a abastecer pela subestação de

Alto de Mira com claros benefícios em termos de diversificação e de segurança de abastecimento

dos consumos na zona da Grande Lisboa.

O projecto consta da construção de dois cabos subterrâneos de 220 kV (um em 2007 e outro em

2010) entre Alto de Mira e Zambujal mas que, até 2011, funcionarão integrados na estrutura de

60 kV da EDIS. Nesta data far-se-á a abertura da subestação a 220 kV com dois transformadores

220/60 kV, 170 MVA, alimentada com base na passagem dos dois cabos a esta tensão de

exploração.

A análise técnico-económica desta subestação consta de relatório interno, neste momento em

conclusão na REN, S.A.

• Desactivação dos níveis de tensão 150 e 30 kV da subestação de Sacavém (PR 0261)

A REN, S.A. e a EDIS definiram no início da década de 90 uma estratégia coordenada de

desclassificação progressiva da rede de 30 kV alimentada a partir de Sacavém e a sua

substituição pelo nível 60 kV, a qual se encontra em curso de concretização.

A carga abastecida pelos 30 kV está reduzida, neste momento, para valores de ponta da ordem

dos 95 MVA, enquanto que a dos 60 kV, praticamente inexistente em 1997, é hoje de cerca de

135 MVA.

Este projecto tem exigido por parte da EDIS a extensão da sua rede de cabos de 60 kV na zona

oriental da cidade de Lisboa e a construção de subestações novas 60 kV/MT, enquanto que do

lado da REN, S.A. se procedeu à introdução do nível 220 kV na subestação de Sacavém com

transformação 220/60 kV.



Para 2009 está programada a passagem das últimas cargas da EDIS de 30 kV para o nível 60 kV

procedendo a REN, S.A. à colocação em serviço da 3ª unidade de transformação 220/60 kV de

170 MVA. A partir desta altura será possível desactivar completamente os níveis 150 e 30 kV, de

Sacavém, assim como em Fanhões o autotransformador 220/150 kV, que estabelece ligação com

a rede de 150 kV.

• Abertura da subestação do Alto S. João (PR 0637)

No período indicativo do Plano encontra-se prevista a extensão da rede de 220 kV à zona oriental

de Lisboa (Alto S. João) que se iniciará, em 2015, com a construção de um cabo de 220 kV a

partir de Sacavém funcionando inicialmente a 60 kV. Um segundo cabo e uma nova subestação

220/60 kV na zona só serão necessários após 2016.

A abertura desta instalação terá ainda que ser objecto de estudos técnico-económicos conjuntos

entre a REN, S.A. e a EDIS.

• Abertura de subestação na área de Estoril / Cascais (PR 0638)

Ainda a título indicativo é assumida a necessidade de abertura de uma nova subestação urbana

na área de Estoril / Cascais alimentada a 220 kV a partir da subestação de Trajouce. Em 2014

será construída a primeira ligação de 220 kV a funcionar transitoriamente a 60 kV até 2016, altura

em que se estabelecerá a 2ª ligação e se construirá a nova subestação 220/60 kV.

A observação do último parágrafo do ponto anterior é também válida para este caso.

• Abertura da subestação da Trafaria (PR 9710 e PR0255)

O crescimento de consumos que se tem verificado nas áreas de influência das subestações da

EDIS de Almada e Sobreda, que abastecem cargas significativas localizadas nos concelhos de

Almada e também no do Seixal, conduziu à identificação da necessidade de reforço da estrutura

de rede actualmente existente.

Salienta-se que, para além da linha atrás referida, a REN também dispõe no local de um terreno

para a construção da subestação.

Face a esta situação, foram desenvolvidas análises entre a REN, SA e a EDIS com vista à

identificação da melhor solução de reforço a esta zona tendo-se concluído pelo melhor interesse

na abertura de um ponto de alimentação MAT/AT nesta região. Esta análise encontra-se

documentada no RL PRPR-DS 3/2003.



A solução de reforço passa pela abertura da nova subestação da Trafaria (designada nos Planos

anteriores como Monte da Caparica) prevista para Dezembro de 2006, equipada com duas

unidades de transformação 150/60 kV, 170 MVA, e inicialmente alimentada a partir da linha da

REN, S.A. já existente que, entretanto, passa a ser explorada a 150 kV. O facto desta linha ser

retirada da estrutura de 60 kV para passar à de 150 kV justifica a necessidade de, logo na fase

inicial da subestação, se instalarem duas unidades de transformação MAT/AT, por forma a ser

possível continuar a assegurar a fiabilidade mínima desejável.

A última etapa da fase inicial de reforço de alimentação a esta zona passa pelo estabelecimento

de um segundo circuito, em linha dupla de 150 kV, entre as subestações de Fernão Ferro e

Trafaria, a concretizar em 2007.

• Abertura da subestação na zona do Montijo (PR0404 e PR0625)

O crescimento urbano que se tem vindo a verificar na margem esquerda do estuário do Tejo, na

zona do Montijo, traduzido num aumento gradual da carga a abastecer, levou à consideração, no

período indicativo deste Plano, da abertura de um novo injector na zona do Montijo. Contudo, uma

decisão final relativamente, à calendarização e consistência deste projecto depende de estudos

técnico-económicos que se terão ainda de concretizar entre a REN, S.A. e a EDIS.

Não obstante, a solução de reforço neste momento considerada aponta para a duplicação do troço

inicial da actual linha de 150 kV Palmela – Porto Alto 2, até onde o seu traçado se encontre o mais

próximo do Montijo, e a construção de um pequeno troço novo de linha dupla até à nova

subestação, a qual será de início equipada com uma unidade 150/60 kV, de 170 MVA. Uma

segunda ligação idêntica a partir da linha Palmela-Porto Alto 1 será concretizada posteriormente.


Pretende-se como uma das linhas estratégicas fundamentais de desenvolvimento da RNT para esta

área a Norte da Grande Lisboa, estabelecer uma estrutura em semi-anel de grande capacidade de

transporte a 400 kV entre a zona da central do Ribatejo (zona do Carregado) e os pontos repartidores

mais significativos para alimentação das cargas da região, em particular Fanhões e Alto de Mira.

Ficará igualmente estruturada a rede para, num horizonte mais dilatado, se abrir um novo ponto de

articulação 400/220 kV que, de modo indicativo, se situará a nascente de Sintra.

A outra linha estratégica de desenvolvimento da RNT envolve a margem Sul e visa criar, na península

de Setúbal, uma segunda subestação 400/150 kV que possa constituir uma alternativa à subestação

de Palmela. Ao mesmo tempo, esta subestação deve assegurar a capacidade de alimentação das



cargas a médio/longo prazo das zonas mais a oeste da península (por exemplo, Sesimbra, Costa da

Caparica, Barreiro e Almada).

• Reforço da RNT à zona Oeste da Grande Lisboa (PR 0004)

O sustentado e significativo crescimento de cargas de Trajouce torna urgente a conclusão da

terceira linha de 220 kV que agora está agendada para o primeiro semestre de 2006. Esta linha

terá continuidade até Fanhões por utilização de terno a 220 kV resultante da reconstrução da

actual linha Fanhões – Alto de Mira 2 (ver também texto referente ao parágrafo “Reforço da RNT

para Trajouce”).

• Reforço da RNT a 400 kV às zonas de Fanhões e de Alto de Mira (PR 9304, PR 9306 e PR0123)

Em primeiro lugar refere-se o projecto de construção da linha dupla a 400 kV entre o Ribatejo e

Fanhões (PR 9306), já concluído na segunda metade deste ano, e a reconstrução da actual linha

a 220 kV Fanhões – Alto de Mira 2 para dupla com um terno a 400 kV e outro 220 kV (PR 9304).

O terno a 400 kV servirá para estabelecer a ligação de Rio Maior a Alto de Mira, enquanto que o

de 220 kV irá permitir efectuar a ligação Fanhões – Trajouce.

Na sequência destes projectos, e após pequenas acções de reorientação das linhas nas

proximidades da subestação de Fanhões, a topologia final envolve a alimentação da subestação

de Fanhões com três linhas de 400 kV, uma proveniente de Palmela, outra do Ribatejo e a terceira

de Alto de Mira, enquanto que a subestação de Alto de Mira, para além desta ligação a Fanhões,

ficará ainda ligada às subestações de Rio Maior e do Ribatejo. A conclusão deste conjunto de

acções está prevista para 2006.

Um outro reforço de 400 kV previsto de modo indicativo no horizonte do Plano para 2013 é o da

reconstrução para 400 kV da actual linha Carregado – Fanhões 2 (PR 0123). Com este projecto

consegue-se uma alternativa ao único e importante corredor estratégico entre o posto de corte do

Ribatejo e a zona de Fanhões, devendo também ser coordenado com outros reforços da RNT,

como é o caso da linha “Zona da Marateca-Fanhões”, cuja execução é motivada pela ligação à

RNT de mais produção térmica de grande dimensão a Sul do Tejo e da necessidade da extensão

da rede ferroviária de alta velocidade.

• Reforço estratégico da RNT para Trajouce (PR 0424)

O reforço de longo prazo de ligação da RNT para Trajouce, encontra-se neste momento em

análise interna na REN, S.A., podendo ser conseguido, em linhas gerais, pela transformação para

dupla dos dois actuais troços de linha de 220 kV entre Alto de Mira e Trajouce. Um deles

continuará até Fanhões, por reconstrução de parte da linha Rio Maior – Trajouce no troço entre



Alto de Mira e zona de Almargem do Bispo e daqui por um novo troço até à subestação de

Fanhões.

• Extensão dos 400 kV a Fernão Ferro (PR 0112)

Para reforço das condições de alimentação na zona da península de Setúbal está planeado para

2008 a introdução do nível de 400 kV na subestação de Fernão Ferro, através do desvio da actual

linha de 400 kV Palmela-Ribatejo para este local, onde será instalada autotransformação 400/150

kV.

Esta obra revela-se de grande importância para a melhoria da garantia de abastecimento aos

consumos desta zona a longo prazo, os quais, com alguns clientes em MAT (e os alimentados

pelas subestações de Fernão Ferro, Setúbal, Porto Alto), em ponta, atingem valores já perto dos

750 MW e que, no presente, dependem quase exclusivamente da subestação de Palmela.

Com esta realização criam-se, simultaneamente, condições para uma futura alternativa à

subestação de Palmela no eixo de 400 kV entre o Norte e o Sul, introduzindo desta forma uma

maior fiabilidade na estrutura global da rede.

• Remodelação da subestação de Setúbal (EX 0401)

Conforme já indicado no PIR 2004-09, a antiguidade e o estado global desta instalação, o grau de

obsolescência dos principais equipamentos, designadamente transformadores de potência,

aparelhagem MAT/AT, sistemas de comando, controlo e protecção e sistemas de alimentação, a

par de uma degradação acentuada nos respectivos níveis de fiabilidade, recomendam que se

opere uma remodelação integral da subestação, aproveitando o local e uma parte das infra-

estruturas existentes para a construção de uma nova instalação. A data prevista para esta

remodelação é o ano de 2009.

• Remodelação da subestação do Carregado (EX 0403)

Como já referido no anterior PIR 2004-09, com excepção dos equipamentos dos painéis

recentemente entrados em serviço, os restantes equipamentos MAT, bem como os equipamentos

dos sistemas de comando, controlo e protecção e sistemas de alimentação, registam um

envelhecimento generalizado, devido à sua antiguidade que, no caso dos equipamentos

localizados no exterior, é agravado pelo ambiente corrosivo onde a instalação está inserida.



Merecem destaque especial as seguintes acções:

Adequação do nível de isolamento dos equipamentos, designadamente seccionadores e

cadeias de amarração dos barramentos tendidos, ao grau de poluição da instalação (muito

forte).

Adequação de diversos equipamentos MAT, designadamente seccionadores, e outros

componentes específicos do painel, às máximas correntes de defeito da instalação.

Necessidade de substituição (ou recondicionamento) de um transformador de potência, por

degradação acentuada do estado dos isolantes, e de diversa aparelhagem MAT, por

obsolescência ou níveis baixos de fiabilidade, nomeadamente disjuntores, transformadores

de medição, descarregadores de sobretensões e seccionadores.

Autonomização dos sistemas de alimentação da subestação dos serviços auxiliares da

central do Carregado e respectiva remodelação.

Motorização dos seccionadores de isolamento dos painéis de transformador (60kV).

Neste contexto, e atendendo igualmente à complexidade construtiva da instalação (esquema

imbricado), que torna difícil qualquer operação de remodelação, e à elevada importância deste nó

da rede, torna-se necessário proceder a uma remodelação integral da instalação.

Estando prevista a desclassificação da actual central do Carregado em 2011 (6 painéis de grupo e

2 de serviços auxiliares) julga-se ser essa a data oportuna para realizar a referida remodelação.



Sete Rios 3º TRF 220/60 kV 170 MVA 2005

Alto Mira 3º TRF 400/60 kV 170 MVA 2008

Carriche 4º TRF 220/60 kV 126 MVA 2011



6.2.7 ÁREA 7 - ALENTEJO

LIGAÇÃO DE PRE

Assinalam-se as ligações de um projecto fotovoltaico de 46 MVA aos 60 kV da futura subestação de

Alqueva e ainda uma ligação, em 2006, a 150 kV à subestação de Sines relativa a uma cogeração de

dimensão significativa.




• Novos grupos em Sines (PR 0656)

A zona de Sines, onde já existe uma central a carvão com 4 grupos com cerca de 1190 MW,

deverá vir a reforçar a sua capacidade de produção de energia. De acordo com o cenário base de

sustentabilidade do PESEP 2006-25 descrito no capítulo 3, poderão surgir até 2016 mais 6 grupos

a carvão de 450 MW, dos quais se supõe que 4 ficam situados nesta zona, dada a existência de

infraestruturas de descarga de carvão cuja capacidade pode ser ampliada.

Dado o elevado valor de potência que este conjunto representa, quase 3000 MW, e o risco que

decorreria para a segurança do SEN da sua perda simultânea, a concretização da nova central em

Sines com 4 grupos implica a necessidade de construção de uma nova subestação de 400 kV.

Por outro lado, dado o aumento desta ordem de grandeza, de concentração de potência em Sines,

torna-se necessário o estabelecimento de mais uma ligação para Norte de Palmela, para a zona

da Grande Lisboa, encontrando-se equacionada a concretização de uma nova linha dupla a

400 kV entre a zona da Marateca e o posto de corte do Ribatejo ou Fanhões.

Caso a evolução da instalação de nova grande produção em Sines se antecipe relativamente ao

quadro atrás descrito, terão de ser antecipados, de forma coerente, alguns dos reforços da RNT

em causa.

• Novos grupos no Pego (PR 0435 e PR 0664)

Tendo em vista a ligação dos dois grupos GNCC considerados na hipótese base de localização

neste Plano, estão previstos outros tantos novos painéis no posto de corte do Pego, o primeiro em

2007 e o segundo em 2010.

REFORÇO DE CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO

Com a entrada em serviço da subestação de Alqueva desaparece em 2007 o actual “T” na ligação

Ferreira do Alentejo – Alqueva – Balboa, aparecendo uma linha de interligação directa Alqueva –

Balboa.

Por outro lado, e tendo presente a solução de alimentação a 400 kV decorrente do projecto ferroviário

AVE Lisboa – Madrid exposto mais adiante, refere-se que a REN, S.A. e a REE, S.A. equacionarão,

em devido tempo, o interesse de uma possível interligação a 400 kV Estremoz / Borba – Badajoz,



cidade onde a REE, S.A,. também no âmbito da solução de alimentação da sua parte daquele

projecto ferroviário, deverá provavelmente estender os 400 kV.


Nos próximos 6 anos os factos mais relevantes neste domínio serão a abertura de duas novas

subestações da RNT para apoio às redes de distribuição em Alqueva e em Estremoz / Borba,

respectivamente em 2007 e 2009.

• Abertura da subestação de Alqueva (PR 0217)

Esta instalação 400/60 kV deverá entrar ao serviço em 2007 com um primeiro transformador de

bancos monofásicos com uma potência de 170 MVA, o qual será dotado do respectivo pólo de

reserva em 2011.

A entrada em serviço desta subestação vai permitir, desde logo, retirar alguma carga à subestação

de Évora (que se encontra actualmente, em ponta, já não muito distante do seu limite de

capacidade de transporte via linhas de 150 kV) e, mais tarde, alimentar algumas das instalações

de bombagem integradas no plano de rega do Alqueva.

• Entrada em serviço da linha Falagueira – Estremoz / Borba (PR0401)

Esta linha, que já constava do PIR 2004-09 como dupla de 150 kV, foi posteriormente assumida

como linha simples de 400 kV devido ao aparecimento do projecto ferroviário AVE Lisboa –

Madrid, como adiante será exposto.

Deverá entrar em serviço em 2007 integrada primeiro na rede de 60 kV da EDIS apoiando os

consumos regionais de Estremoz e zonas limítrofes. Em 2009 passará para os 150 kV e será uma

das alimentações da nova subestação da RNT a construir na zona de Estremoz / Borba.

• Abertura da subestação de Estremoz / Borba (PR 0402)

Esta subestação ficará situada na zona de Estremoz / Borba, junto a um conjunto de cargas com

algumas dimensão incluindo as da indústria local de mármores que, nesta zona, têm um peso

significativo. Será alimentada a partir da malha Falagueira – Estremoz / Borba – Évora.

A subestação de Estremoz / Borba terá também um papel fundamental como base de apoio, a 60

kV, na alimentação da cidade de Elvas, a qual tem sido abastecida desde há vários anos a partir

de Espanha (Badajoz), no âmbito de um contrato entre a EDIS e a Sevillana de Electricidad /

ENDESA, S.A. que data de meados dos anos 90.



A EDIS construirá uma segunda linha de 60 kV entre Estremoz e Elvas a qual, conjuntamente com

a nova subestação da REN, permitirá alimentar a totalidade dos consumos de Elvas a partir da

RNT.

A ligação a Badajoz manter-se-á como meio de garantia de apoio mútuo entre as redes de 60 kV

de ambos os lados da fronteira.

A subestação de Estremoz / Borba começará por ser uma instalação 150/60 kV, em 2009 com um

primeiro transformador de 126 MVA (embora, caso haja transformadores não utilizados de 63 MVA

que estejam em boas condições, se possa recorrer a estes sem ter que adquirir máquina nova de

126 MVA). No entanto, a sua concepção permitirá a evolução mais tarde para os 400 kV,

acompanhando as necessidades de alimentação da linha ferroviária AVE Lisboa – Madrid.

• Instalação de transformação na subestação de Ourique (PR 0640)

Já no período indicativo do Plano deverá ser equacionada a entrada em serviço de transformação

150/60 kV para o apoio à distribuição no actual posto de corte de Ourique, o qual foi inicialmente

dimensionado para este efeito.

Prevê-se que um transformador de 63 MVA, proveniente da subestação de Évora, possa aí ser

instalado no horizonte 2014, o que, contudo, terá ainda de ser sujeito a análise conjunta técnico-

económica com a EDIS.

CLIENTES E MODIFICAÇÕES PARA TERCEIROS

• Eixo ferroviário de alta velocidade Lisboa-Madrid (PR0649)

O grande projecto nesta área geográfica destinado a clientes finais é o de alimentação da futura

linha ferroviária AVE Lisboa – Madrid no seu percurso entre as zonas de Lisboa e de Elvas,

passando por Évora.

As necessidades técnicas de potência de defeito impostas pelas características específicas da

alimentação ferroviária (não simétrica), distâncias e potências em jogo decorrentes do número e

consumos individuais das composições ditam, de forma clara, o recurso ao nível de tensão de 400

kV.

A REN, S.A. procurou criar as sinergias possíveis entre esse facto e as necessidades estratégicas

equacionadas anteriormente no PIR 2004-09 para o reforço da alimentação ao Alentejo interior, as



quais se resolviam mediante o estabelecimento de um eixo Falagueira – Estremoz / Borba – Évora

com linha dupla de 150 kV.

A solução desenvolvida e debatida com a RAVE, S.A. para esta área do País consiste, em linhas

gerais, no seguinte:

Passagem a dimensionamento de 400 kV das linhas do eixo Falagueira – Estremoz / Borba –

Évora, tal como já referido em pontos anteriores.

Construção de nova linha simples a 400 kV entre as áreas da Grande Lisboa e de Évora,

acompanhando aproximadamente a maior parte do percurso da ferrovia.

Passagem a 400 kV da subestação de Estremoz / Borba.

Ampliação da actual subestação de Évora para incluir 400 kV ou, se isso não for possível,

construção de outra nas proximidades da cidade.

Construção de postos de corte da RNT para alimentação de subestações de tracção em

Stº. Estêvão e Montemor / Évora (que pode vir a assumir também o papel de futura

subestação de Évora a 400 kV referida no ponto anterior).

Ligação aos 400 kV da subestação de Estremoz / Borba de uma linha dupla para alimentação

da subestação de tracção designada por SE3 mais a nascente.

Trata-se, no conjunto, de um ambicioso projecto de expansão da RNT a 400 kV numa zona de

baixos consumos e com gerações de muito pequena dimensão a qual, só por si, não justificaria,

mesmo a longo prazo, mais que a extensão da actual rede de 150 kV anteriormente contemplada

no PIR 2004-09.

Dadas as incertezas quanto a datas de concretização do projecto ferroviário Lisboa – Madrid (aqui

suposta como 2013), a REN, S.A. assume neste momento como mais provável a solução aqui

apresentada, quer quanto a conteúdo, quer quanto a datas, mas terá, obviamente, que as alterar

em função da evolução e clarificação do projecto da RAVE, S.A.

Neste momento, em definitivo, tomou-se já a opção irreversível de projectar a linha Falagueira –

Estremoz / Borba como simples de 400 kV, em vez de dupla de 150 kV.




• Entrada em serviço da linha Estremoz / Borba – Évora (PR0461)

Trata-se de uma linha já prevista no PIR 2004-09 como dupla de 150 kV que, conjuntamente com

a do ponto anterior, fecha uma nova malha pelo interior do Alentejo, entre as subestações da

Falagueira e de Évora, tendo em vista o reforço de alimentação de Évora bem como possibilitar a

dupla alimentação da subestação de Estremoz / Borba e, a mais longo prazo, permitir a abertura

de uma eventual subestação da RNT na zona de Portalegre.

Tal como referido no ponto anterior, e pelos mesmos motivos, esta linha será concretizada para

400 kV sendo, antes de ser necessário alimentar a linha ferroviária Lisboa – Madrid, ligada à rede

de 150 kV.

• Entrada em serviço da linha Sines – Portimão (PR9909)

A primeira linha a 400 kV para o Algarve será proveniente do centro produtor de Sines, devendo

entrar em serviço no final de 2006 integrada na rede de 150 kV. Tal como será exposto mais

adiante no ponto dedicado ao Algarve, esta linha integra-se numa solução estratégica destinada a

dotar esta região de uma capacidade de transporte francamente acrescida relativamente ao

transporte actual a 150 kV e que possa responder aos elevados e sustentados acréscimos de

consumo verificados desde há muitos anos, e que continuarão, de alguma maneira, no futuro.

• Reforço da articulação 400/150 kV em Ferreira do Alentejo (PR 0240)

Este projecto compreende a instalação, em 2008, do segundo autotransformador 400/150 kV de

250 MVA, o qual provirá da subestação da Falagueira, onde será substituído por uma unidade

desfasadora de maior potência.


• Novos transformadores e auto transformadores

Falagueira 1º ATD 400/150 kV 450 MVA 2005

Falagueira 2º ATD 400/150 kV 450 MVA 2008




Falagueira Painel 60 kV “Pracana 2” 2006

Painel 60 kV “Pracana 3” 2006

Painel 60 kV “Estremoz/Borba” 2007


Évora 30 Mvar 2006



6.2.8 ÁREA 8 - ALGARVE

Tal como referido nas anteriores edições do PIR, o Algarve continua a caracterizar-se por um elevado

crescimento de consumos, a taxas claramente acima das médias nacionais, tendo-se já atingido o

máximo absoluto de 448 MW de ponta de consumo em 3 de Março de 2005 enquanto que o máximo

de Verão se registou em Agosto de 2003 com um pico de 441 MW.

A estratégia de desenvolvimento das capacidades de transporte e de sub-transporte necessárias para

o Algarve apresentadas no PIR 2004-09 mantem-se e consiste, em termos gerais, na criação de uma

malha de 400 kV com base em duas subestações de articulação 400/150 kV, conjugada com

desenvolvimentos da rede local de 150 kV.


A ligação da turbina a gás, ciclo simples de 250 MW referida no capítulo 2 que substituirá os actuais

dois grupos de 80 MW da central de Tunes na data actualmente prevista de 2008 é aqui suposta

efectuar-se ao nível de tensão de 150 kV da subestação de Tunes.


• Interligação a 400 kV Algarve – Andaluzia (PR0609)

Este Plano considera, para o horizonte de 2010, a entrada em serviço de uma nova interligação a

400 kV entre Portugal e Espanha, mais exactamente entre o Algarve (subestação de Sotavento

Algarvio) e uma instalação da rede da REE, S.A. na Andaluzia.



Com esta interligação fecha-se mais uma malha de 400 kV em ambos os países com benefícios

mútuos regionais.

A REN, S.A. e a REE, S.A. deverão começar a análise técnica e económica desta possível nova

interligação já no início de 2006.


O projecto mais relevante neste domínio é a abertura da nova subestação de Portimão, para além do

reforço de potência de transformação 150/60 kV nas subestações existentes para apoio à

distribuição.

• Abertura da subestação de Portimão (PR 9908)

A nova subestação de Portimão deverá entrar ao serviço no final de 2006 na sua função de ponto

injector para a rede de distribuição a partir dos 150 kV.

A sua configuração inicial inclui um transformador 150/60 kV, 170 MVA, proveniente de Tunes e

quatro ligações a 150 kV resultantes da abertura das actuais linhas Sines – Tunes e Sabóia –

Tunes e ainda uma quinta, também a 150 kV, através da nova linha de 400 kV Sines – Portimão,

explorada a 150 kV. Será ainda dotada de quatro ligações a 60 kV à rede de distribuição.


• Entrada em serviço da linha Tunes - Estoi (PR8803)

A REN, S.A. tem vindo a prosseguir todos os esforços no sentido de dinamizar os consensos

necessários à aprovação do novo traçado para esta linha dupla de 150 kV, tendo presente as

posições dos diversos intervenientes no processo.

Espera-se para breve a criação de condições que possibilitem dar início e vir a concluir a

construção desta linha o mais cedo possível, cuja falta transformou o Algarve na área mais

fragilizada a nível de qualidade de serviço do transporte de energia eléctrica no País.



• Extensão dos 400 kV ao Algarve

1ª fase (PR9909)

No Algarve esta 1ª fase da extensão dos 400 kV é materializada pela entrada em serviço, em

2006, da nova linha Sines – Portimão, explorada ainda a 150 kV, como já foi referido.

2ª fase (PR0248)

Em meados de 2007 deverá entrar em serviço, ainda a 150 kV, um primeiro troço de uma linha

dupla 400/150 kV entre a zona do Barlavento e do Sotavento. Este primeiro troço provirá da

subestação de Portimão até cruzar a actual linha Ourique – Tunes cujo troço final até Tunes será

reconstruído como linha dupla antes do final de 2006.

3ª fase (PR0249)

Nesta terceira fase, na primeira metade de 2009, a linha Sines – Portimão passa a ser explorada a

400 kV, entrando em serviço a articulação 400/150 kV em Portimão por meio de um primeiro

autotransformador de 450 MVA aí instalado. A partir desta altura o Algarve passará,

efectivamente, a ser abastecido também pelo nível de tensão de 400 kV.

• Abertura da subestação do “Sotavento Algarvio” (PR0403)

A abertura desta subestação em 2010, em local ainda a definir em concreto, pode ser considerada

com a 4ª fase deste processo, estendendo os 400 kV para o Sotavento para apoio directo ao

aumento de consumos numa extensa zona do Algarve.

Esta subestação entrará em serviço com um primeiro autotransformador 400/150 kV de 450 MVA,

alimentado a 400 kV a partir de Portimão através da linha dupla 400/150 kV referido na 2ª fase

prolongada para nascente por um novo troço a 400 kV a entrar em serviço também em 2010.

A ligação aos 150 kV será feita por abertura da nova linha dupla Tunes – Estoi, sendo para isso

necessário concretizar dois pequenos troços de linha dupla.

A conclusão destes reforços da RNT, conjuntamente com a possível nova interligação a 400 kV

com a Andaluzia atrás referida, constituirá a realização do salto de capacidade de transporte

indispensável para abastecer em segurança, durante bastantes anos, o volume já significativo e

rapidamente crescente de consumos do Algarve.





Tunes Ref. de transf. 150/60 kV 170 MVA 2005

Estoi 3º TRF 150/60 kV 63 MVA 2005

Portimão 2º TRF 150/60 kV 170 MVA 2008


Portimão Painéis “Porto de Lagos 1 e 2” 2006

“ Painel “Lagos” “

“ Painel “Aljezur” “

Estói Painel “Almancil” 2007


Estoi 50 Mvar 2006

Portimão 30 Mvar 2006



6.3 QUADROS RESUMO DE ENTRADA/SAÍDA DE EQUIPAMENTO

6.3.1 TRANSFORMADORES E LINHAS

Apresenta-se nos quadros 6-2 e 6-3 uma síntese das alterações previstas a nível de capacidade de

transformação para o período 2006-2011, incluindo as desclassificações de unidades em fim de vida

útil e os saldos líquidos de potência instalada.

QUADRO 6-2

REFORÇOS DE TRANSFORMAÇÃO 2004-2009

TOTAIS POR NÍVEIS DE TENSÃO E SALDOS

A instalar A transferir ou desclassificar Saldos

Unidades Potência Unidades Potência (MVA)

Totais

(por níveis de tensão) (MVA) (MVA)

400/60 kV +9x170 +1530 +1530

220/60 kV +3x63 +189 -2x63 -126 63

+2x120 +240 -2x120 -240 0 -2x120 (**) -240 -240 +10x126 (*) +1260 -4x126 -504 +756 +20x170 +3400 +3400

150/60 kV -2x50 (**) -100 -100 -1x60 (**) -60 -60 +2x63 (*) +126 -4x63 -252 -126 +2x126 (*) +252 -2x126 -252 0 +8x170 +1360 -2x170 -340 +1020

150/30 kV -1x45 (**) -45 -45 -3x60 (**) -180 -180

Saldos globais +56 +8357 -25 -2339 +6018

(*) – Deste conjunto de transformadores, um total de 1298 MVA destinam-se a equipar instalações exclusiva ou maioritariamente

para recepção de potência PRE.

(**) – Unidades a desclassificar, no montante total de 625 MVA, por fim de vida útil.



QUADRO 6-3

REFORÇOS DE TRANSFORMAÇÃO 2004 – 2009

Unidades a instalar Unid. a transferir ou desclass. Tensão Potência Ano Tensão Potência Ano Subestação

(KV) (MVA) (KV) (MVA)

Alto de Mira 400/60 +170 2008 Alqueva 400/60 +170 2007 Batalha 400/60 +170 2006

“ 400/60 +170 2007 220/60 -126 (M1) 2007 Bodiosa 220/60 +126 2006

“ 220/60 +126(P) 2006 “ 400/60 +2x170 2009 220/60 -2x126 (M0) 2009

Carrapatelo 220/60 +170 (P) 2007 Carriche 220/60 +126 2011

Castelo Branco 150/60 +2x63 (M3 e M4) 2006 Chafariz 220/60 +126 2009 Chaves 150/60 -63 (M0) 2009

Chaves 2 220/60 +2x63 (P) (M2) 2009 Custoias 220/60 +170 2007

“ 220/60 +170 2011 220/60 -126 (M0) 2011 Ermesinde 220/60 +2x170 2009 150/60 -2x50 (D) 2009

“ 220/60 +170 2010 150/60 -2x126 (M0) 2010 Espariz 220/60 +126 (P) 2008

Estarreja 220/60 +170 2007 Estremoz 150/60 +126 2009

Ferro 220/60 +63 (M5) 2006 “ 220/60 +126 2011

Frades 150/60 +170 (P) 2008 Lavos 400/60 +170 2008

Macedo de Cavaleiros 220/60 +126 2007 Mourisca 220/60 +170 2008 220/60 -63 (M2) 2008 Oleiros 150/60 +170 2007 Paraimo 400/60 +170 2006 Penela 220/60 +170(P) 2006

“ 220/60 +170(P) 2010 Pereiros 220/60 +126 2007 150/60 -63 (M0) 2007 Portimão 150/60 +170 (M6) 2006

“ 150/60 +170 2008 Pracana 150/60 -63 (M3) 2006 Recarei 220/60 +126 (M1) 2009

Riba de Ave 150/60 +170 2007 “ 150/60 -170(M8) 2010

Sacavém 150/60 -63 (M4) 2006 “ 220/60 +170 2009 150/30 -1x45-3x60 (D) 2009

Santarém 220/60 +126 2006 220/60 -63 (M5) 2006 São João da Madeira 440/60 +170 2010

Setúbal 150/60 +126 2007 150/60 -60 (D) 2007 Torrão 220/60 +170 2008

Torres Vedras 220/60 +170 2007 “ 220/60 +170 2010

Trafaria 150/60 +2x170 2006 Tunes 150/60 -170 (M6) 2006

Vermoim 220/60 +2x170 2007 220/60 -2x120 (M7) 2007 “ -120(D) 2007 “ 220/60 +170 2010 220/60 -1x120 (D) 2010

Vila Pouca de Aguiar 220/60 +120 (P) (M7) 2007 “ 220/60 +120 (P) (M7) 2008

Vizela 150/60 +170(M8) 2010 Zambujal 220/60 +2x170 2011

Zêzere 220/60 +170 2009

(P) – Transformação criada exclusiva ou maioritariamente para receber potência PRE. (D) – Unidades a desclassificar por fim de vida útil. (M1-9) – Transferências de unidades entre subestações. (M0) – Unidades a transferir, com destino final a ser definido posteriormente.



Os quadros 6-4 e 6-5 listam, respectivamente, as unidades de autotransformadores previstas para o

período 2006-2011 e os projectos mais relevantes de linhas.

O mapa da página seguinte contém uma síntese geográfica dos projectos induzidos pela PRE até

2011.

QUADRO 6-4

REFORÇOS DE AUTOTRANSFORMAÇÃO 2004-2009

Unidades a instalar Unid. a transferir ou desclass.

Tensão Potência Tensão Potência Subestação

(kV) (MVA) Ano

(kV) (MVA) Ano

Alto de Mira 400/220 +450 2008

Castelo Branco 220/150 +250 2006 Douro Internacional 400/220 +3x450 2009

Falagueira 400/150 +450 (*) 2008 400/150 -250 2008 Fernão Ferro 400/150 +450 2008

Fanhões 220/150 -126 2009 Ferreira do Alentejo 400/150 +250 2008

Palmela 400/150 -450 2008 Paraimo 400/220 +450 2007 Pedralva 400/150 +450 (*) 2006

“ 400/150 +450 (*) 2007 “ 150/130 +150 2008

Pereiros 220/150 -120 2007 Portimão 400/150 +450 2009

Sotavento Algarvio 400/150 +450 2010 Valdigem 220/150 +75 (**) 2009

Valdigem 2 400/220 +450 2009 Vermoim 220/150 -120 2009

Totais por níveis de tensão

400/220 kV

6x450

400/150 kV

1x250 6x450

1x250 1x450

220/150 kV

1x75

1x250

2x120 1x126

150/130 kV 1x150

Saldos globais +6125 -1066

(*) – Autotransformador desfasador

(**) – Máquina actualmente da CPPE, instalada na central da Régua, que será transferida para a REN.



QUADRO 6-5 PRINCIPAIS OBRAS EM LINHAS ORDENADAS POR ANO DE ENTRADA EM SERVIÇO

Tensão Compri- mento Obra

(kV) (km) Descrição

2005 Fanhões-Ribatejo 400 2x25.0 Reforço da RNT na zona de Lisboa Bodiosa-Valdigem 400 2x60.0 Reforço do escoamento da produção da zona Douro (inic. 220kV)Carregado-Alto de Mira, desvio p/ Sacavém 220 2x14.0 Segundo corredor de linha a 220 kV para Sacavém Falagueira-Castelo Branco 150 2x20.0 Troço Rodão-Castelo Branco

2006 Batalha-Pego 400 1x81.0 Reforço da ligação da central do Pego ao litoral Fanhões-Alto de Mira 2 400 2x18.4 Reforço da alimentação a Alto de Mira Sines-Portimão 400 1x97.0 Reforço da alimentação ao Algarve (inicialmente a 150 kV) Castelo Branco-Ferro 220 2x57.0 Fecho da malha p/ melhor recepção PRE Fanhões-Trajouce 220 2x10.0 Melhoria das condições de alimentação à sub. de Trajouce Fernão Ferro-Trafaria 1 150 2x13.0 Abertura da Trafaria (passagem expl. de 60 a 150 kV) Tunes-Estói 150 2x42.2 Melhoria das condições de alimentação a Tunes e Estói

2007 Bodiosa-Paraimo 400 2x60.0 Reforço do escoamento da produção da zona Douro (inic. 220kV)Estremoz-Falagueira 400 1x93,0 Melhoria de alimentação à zona de Estremoz (início a 60 kV) Portimão-Tunes (1º troço) 400 2x25.0 Reforço da RNT na zona do Algarve (inicialmente a 150 kV) Valdigem Vila-Pouca de Aguiar 220 2x45.0 Ligação para permitir a recepção de PRE D.Internacional-M. Cavaleiros (1º troço) 220 1x17.0 Abertura da subestação de Macedo de Cavaleiros Alto de Mira-Zambujal 220 1x11,0 Primeiro cabo a 220 kV A.Mira-Zambujal (início a 60 kV) Fernão Ferro-Trafaria 2 150 2x13.0 Segunda linha para alimentação à Trafaria Portimão-Tunes (2º troço) 150 2x16.0 Reforço de alimentação a Tunes

2008 Palmela-Ribatejo, desvio p/ Fernão Ferro 400 2x25.0 Extensão dos 400 kV a Fernão Ferro Douro Internacional-Aldeadávila 2 400 2x5,0 Remod. para dupla 400 kV actual linha 220 kV (início a 220 kV) D.Internacional-M. Cavaleiros (2º troço) 220 1x46.0 Ligação de Macedo de Cavaleiros ao Douro Internacional Espariz-Penela 220 2x47.0 Reforço do eixo Espariz-(Pereiros)-Penela (recepção PRE) Vermoim-Ermesinde 1 220 2x9.5 Remodelação p/ dupla 220 kV de antiga linha de 150 kV 2009 Douro Internacional-Valdigem 2 400 1x40.0 Troço entre D. Internacional e o Pocinho Douro Internacional-Aldeadávila 2 400 2x5.0 Passagem à exploração a 400 kV Estremoz-Évora 400 1x43.0 Fecho de malha a 150 kV Falagueira-Estremoz-Évora (ini.150kV) Sines-Portimão 400 1x97.0 Passagem à exploração a 400 kV Valdigem 2-Bodiosa-Paraimo 400 2x120.0 Passagem a 400 kV do eixo Valdigem-Bodiosa-Paraimo Valdigem-Vermoim 400 2x66.0 Remodelação para dupla 400 kV Rio Maior-Trajouce 400 2x9.0 Remodelação do troço final para dupla de 400 kV (inic. a 220 kV) Chaves 2-Macedo de Cavaleiros 220 1x50.0 Extensão dos 220 kV a Chaves Chaves 2-Vila Pouca de Aguiar 220 1x30.0 Fecho da malha D. Intern.-M.Cav.-Chaves-V.P.Aguiar-Valdigem Vermoim-Ermesinde 2 220 2x9.5 Remodelação p/ dupla 220 kV de antiga linha de 150 kV Caniçada-Frades 150 2x25.0 Remod. p/ dupla 150 kV de troço da V.Nova -Riba d’Ave Caniçada-Vila Fria 3 150 2x46.7 Reforço de alimentação à subestação de Vila Fria

2010 Recarei-Alto Minho (Valença) 400 2x112.0 Alimentação à RAVE e nova interligação com Espanha no Minho Sotavento-Tunes norte 400 2x80.0 Abertura da subestação do Sotavento Algarvio Sotavento-Andaluzia 400 2x40.0 Nova interligação com Espanha a Sul Lavos-Batalha 400 2x55.0 Reforço para recepção de nova produção Alto Mira-Zambujal 2 220 1x11.0 Segunda ligação cabo 220 kV A.Mira-Zambujal (início a 60 kV) Riba d’Ave-Vizela 150 2x13.0 Reforço de alimentação à zona de Guimarães

2011 Fanhões-zona de Almargem do Bispo 400 2x15.0 Reforço da alimentação a Lisboa (inicio a 220 kV) Picote-Douro Internacional 2 220 2X40.0 Escoamento da produção de Picote 2 Alto Mira-Zambujal 1 e 2 220 2x11.0 Passagem a 220 kV e abertura do injector do Zambujal



Página em Branco



6.3.2 MEIOS DE GESTÃO DE REACTIVA

Este Plano abrange um conjunto de substituições e reforços de capacidade de baterias de

condensadores para os anos de 2006 a 2009, mas não considera necessidades a partir desse ano.

Tal como já havia sido referido no PIR 2004-09 o plano de reforço de compensação é elevado e isto

decorre, por um lado do volume crescente de PRE eólica concentrada no Norte e centro interior e, por

outro, da necessidade de garantir os desejados níveis elevados de capacidades de interligação no

âmbito do MIBEL. Isto para além, claro está, da necessidade de acompanhar o aumento de

consumos ou, nalguns casos específicos, de mitigar o efeito de adiamentos de construção de

elementos da RNT.

Neste quadro prevê-se que, de um total de 1270 Mvar que estarão instalados no final de 2005, se

passe a 1900, 1940, 2380 e 2510 Mvar, respectivamente no final de 2006, 2007, 2008 e de 2009.

As localizações das diferentes baterias de condensadores foram já assinaladas anteriormente neste

capítulo.

O quadro 6-6 sintetiza as alterações previstas no Plano, a nível de compensação de reactiva, de 2006

a 2009.

Tal como referido no PIR 2004-09, em termos da racionalidade global da compensação do factor de

potência pelas diferentes redes do SEN, terá sentido vir a colocar uma parte deste acréscimo de

baterias de condensadores não ao nível da RNT mas sim em níveis de tensão mais próximos do

consumo final, potenciando uma significativa poupança de perdas nas redes de distribuição e a

melhor utilização da sua capacidade instalada.

Esta conclusão, que decorre em termos gerais dos princípios técnicos e económicos do

funcionamento das redes eléctricas, foi corroborada em mais detalhe e profundidade em estudo

realizado, a pedido da REN, S.A. e da EDIS, pelo INESC-Porto.

Caso o quadro global de compensação do factor potência na fronteira transporte-distribuição venha a

ser alterado no sentido de uma melhoria, haverá lugar à revisão desta programação de meios de

compensação.

O mesmo terá de acontecer caso se venha a alterar o quadro global das regras de compensação de

reactiva na produção PRE, em particular na produção eólica, assunto que tem sido debatido ao longo

do ano de 2005 pelas DGGE, EDIS e REN, S.A.



Está pois aberta a possibilidade de, durante 2006, se reequacionar o plano de compensação agora

apresentado função das decisões que vierem a ser tomadas tanto a nível da produção como do

consumo nas instalações da REN, S.A.

QUADRO 6-6

ALTERAÇÕES EM BATERIAS DE CONDENSADORES 2006-2009

Mvar instalados Subestação Antes Depois

Batalha 80 130 Carregado - 50 Carregado1 - 120

Carriche 30 50 Estoi 80 130 Évora 30 60

Fanhões 1 - 120 Mourisca 40 90 Portimão - 30

Riba d’Ave 60 110 Rio Maior - 50 Setúbal 60 110

Torres Vedras - 30 Trafaria - 30

Trajouce1 - 120 Zêzere 30 70

Saldo final +890

1 A introduzir no nível de 220 kV.

6.4 GESTÃO GLOBAL DO SISTEMA (GGS)

6.4.1 GESTOR DO SISTEMA

Com o objectivo de manter actualizado o sistema informático de controlo em tempo real que suporta

as actividades do centro de controlo e do centro de operação do gestor do sistema e que foi instalado

em Julho de 2000, prevê-se um investimento em melhoramentos desse sistema de 100 mil euros no

ano de 2006 e uma média de 100 mil euros no quinquénio 2007-2011.

Prosseguirá a instalação de relés de deslastre frequencimétrico, tendo em vista minorar as

repercussões de cortes de consumos na sequência de incidentes de maior gravidade na RNT. Prevê-

se uma verba de 250 mil euros em cada um dos anos de 2006 e 2007.



Estão ainda previstos estudos nas áreas dos limites dinâmicos das linhas, da estimativa da energia

eólica e da previsão de carga e da monitorização das descargas atmosféricas, em colaboração com

outros organismos. Prevê-se uma verba de 250 mil euros para estes estudos em 2006 e uma média

anual de 100 mil euros no quinquénio 2007-11. Prevê-se ainda verbas extraordinárias de 1 milhão de

euros em 2006 e de 500 mil em 2007 para sistemas informáticos associados à criação do MIBEL.

6.4.2 TELECOMUNICAÇÕES DE SEGURANÇA

As actividades desenvolvidas têm como objectivo a exploração e a manutenção da Rede de

Telecomunicações de Segurança (RTS) e assegurando os seguintes serviços críticos:

Dados e voz para a exploração da RNT

Dados e voz para o gestor do sistema

Teleprotecções e teledisparos para as protecções de distância

Canais de dados para protecções diferenciais

Dados para os sistemas de telecontagem

Dados para as redes informáticas da REN, S.A.

Para responder aos objectivos estabelecidos, prevê-se a continuação da renovação tecnológica dos

sistemas de telecomunicações suportados essencialmente em fibra óptica e também em feixes

hertzianos por forma criar os elevados níveis de segurança e qualidade de serviço desejados.

Estão previstos investimentos de 5,7 milhões de euros (2006) abrangendo as seguintes áreas:

• Sistemas de feixes hertzianos

Conclusão da remodelação dos FH de 1,5 GHz e renovação dos sistemas de feixes hertzianos do

"backbone" Sacavém-Vermoim e rede de acesso como plataforma de redundância aos serviços

críticos da RTS suportados por fibra óptica.

• Sistemas de transmissão de alto débito SDH/DWDM e de acesso PDH

Prosseguimento da expansão do "core" da rede de telecomunicações de alto débito na tecnologia

SDH/DWDM suportada em fibra óptica e renovação dos sistemas de acesso em PDH de suporte

ao gestor do sistema e exploração da RNT.

• Rede de dados industrial (Ethernet/IP)

Implementação da plataforma de transmissão na tecnologia IP(Ethernet) suportada na rede de alto

débito para monitorização e gestão dos sistemas críticos da RNT (Protecções, comando e

controlo, gestor do sistema, telecontagem, etc).



• Sistemas para a rede fixas de voz (centrais telefónicas)

Continuação da remodelação das centrais telefónicas da rede fixa de voz da RTS com

alargamento aos centros produtores.

• Sistemas para a rede móvel de segurança (TETRA)

Projecto de remodelação da rede de rádio telefones para a tecnologia TETRA em parceria com a

EDP Produção, S.A..

• Sistemas de teleprotecções

Remodelação e expansão dos sistemas de teleprotecções na tecnologia digital.

Relativamente à evolução do investimento prevê-se alguma redução nos próximos anos devido à

conclusão de alguns projectos estruturantes. No entanto, devido à crescente necessidade de serviços

com maior largura de banda, à evolução do sector energético e ao curto ciclo de vida desta área

tecnológica, não se prevê uma redução muito significativa.

6.5 INFORMÁTICA

A exploração da RNT é suportada num conjunto de actividades para as quais é factor determinante a

disponibilidade de plataformas informáticas que disponibilizem ferramentas e níveis de serviço

adequados, designadamente:

Para os serviços de suporte às actividades relacionadas com a concessão da RNT

Aos processos de comunicação interna e de optimização da produtividade

À implementação dos mecanismos de segurança e de salvaguarda da informação

Com estes objectivos foram lançados em 2005 diversos projectos em áreas estruturantes, entre os

quais se destacam:

• Aplicações corporativas

Implementação do DRS (“Disaster Recovery System”) corporativo, projecto a concluir no

início de 2006



Implementação do DRS (“Disaster Recovery System”) corporativo, projecto a concluir no

início de 2006

Projecto BW/SEM (Orçamento), a concluir no final de 2005

• Segurança e monitorização

Reforço das ferramentas de segurança informática, com a reestruturação das plataformas de

“fire-walls”, de antivírus, de detecção de intrusão, controlo de tráfego e conteúdos

A partir de 2006, prevêem-se projectos de grande envolvimento, entre os quais se destacam:

Expansão das redes informáticas a todas as instalações da REN

Implementação do sistema de arquivo empresarial

Renovação da plataforma SAP

Implementação de VoIP (voz sobre IP) na infra-estrutura informática da REN.

Para fazer face a estes desafios estão previstos para 2006 investimentos na ordem de 2 milhões

de euros.



Página em Branco


Remodelação de instalações

7 REMODELAÇÃO DE INSTALAÇÕES

Descrevem-se neste capítulo, de uma forma sintética, os investimentos que é necessário concretizar

em remodelações das instalações da RNT no período de 2006 a 2011.

Neste âmbito, e dando continuidade ao indicado no PIR 2004-09, deu-se particular atenção às

intervenções que é necessário efectuar nas instalações mais antigas, particularmente nas de tempo

de serviço superior a 30 anos, onde, naturalmente, algumas infra-estruturas e equipamentos

apresentam níveis bastante elevados de insuficiência funcional e obsolescência, com reflexos na

fiabilidade das instalações e na qualidade do serviço prestado, a par de custos acrescidos com as

actividades de manutenção.

7.1 SUBESTAÇÕES

Considerando o grau e a diversidade dos equipamentos em que é necessário intervir

(transformadores de potência, aparelhagem MAT/AT, sistemas, etc.) numa mesma instalação, e

aproveitando as potenciais sinergias decorrentes duma intervenção integrada, definiram-se níveis de

remodelação diferenciados, que podem consistir numa remodelação integral ou em intervenções de

carácter menos abrangente, nalguns casos para melhoria das condições de operação e segurança de

alguns equipamentos da instalação e, noutros, para substituição de equipamentos com

características técnicas ou funcionais já ultrapassadas.

• Grandes remodelações em Setúbal, Ermesinde e Carregado

Encontram-se incluídas neste Plano as remodelações globais das subestações de Setúbal,

Ermesinde e Carregado, as quais foram descritas em mais pormenor no capítulo 6, cada uma na

respectiva grande área da RNT em que aquele capítulo está organizado.

• Substituição de equipamento MAT/AT e equipamentos dos sistemas secundários

A evolução da rede MAT, nomeadamente o seu progressivo emalhamento, tem conduzido ao

aumento das correntes de curto-circuito, não obstante as medidas tomadas para a limitação

daquelas correntes, decorrendo desse facto a necessidade de substituição de equipamentos,

nomeadamente seccionadores, cujas características se revelam técnica e funcionalmente

insuficientes para um funcionamento correcto e seguro.

Assim, para além das intervenções de maior abrangência anteriormente referidas, haverá

necessidade de substituir ou de melhorar diversos equipamentos MAT/AT e equipamentos dos



sistemas de alimentação em diversas instalações da RNT, devido não só a limitações técnicas e

funcionais, como as referidas no parágrafo anterior, mas também pelo avançado grau de

envelhecimento e obsolescência.

Merece realce especial nesta rubrica, a exemplo do que já sucedeu em anos anteriores noutras

instalações antigas, a necessidade de se motorizar e electrificar um conjunto de seccionadores,

designadamente na subestação de Tunes, de modo a permitir o seu comando à distância.

Também está previsto neste âmbito a remodelação completa dos sistemas de alimentação de

algumas instalações, designadamente nas subestações de Tunes e Vermoim, no sentido de as

equipar com sistemas de alimentação dotados de operacionalidade e segurança idênticos aos de

instalações recentemente construídas.

Estima-se que o investimento total para esta rubrica seja de 24,6 milhões de euros.

SISTEMAS DE PROTECÇÃO

• Prosseguimento da introdução sistemática de funções de protecção diferencial de linha

As linhas constituem, numa rede de transporte, a sede de defeitos com maior prevalência. Desta

forma, o sistema de protecção aplicado a linhas de MAT carece de uma atenção especial e é

aquele cujo desempenho tem maior relevância para a Qualidade de Serviço (QS).

A concepção dos sistemas de protecção deverá observar, em primeira análise, o requisito decisivo

de fiabilidade. Este conceito fundamental pode desdobrar-se em duas vertentes conhecidas: a

dependabilidade (característica de um sistema actuar correctamente) e a segurança (característica

de um sistema não actuar incorrectamente).

Um bom compromisso entre sensibilidade e selectividade pode ser realizado através de um

sistema de protecção constituído por funções unitárias que, por definição, limitam a sua acção a

defeitos que ocorram exclusivamente numa zona bem delimitada do sistema de energia,

mantendo-se insensíveis a defeitos, ditos externos, quando estes ocorrem para lá dos limites

definidos pela zona unitária. Este tipo de sistema pode ser constituído pela função de protecção

diferencial assumindo, pela sua natureza, um desempenho universalmente reconhecido. Esta

função tem a característica formal de elevada sensibilidade, ser estritamente selectiva e

simultaneamente muito rápida.



Tradicionalmente, a protecção de linhas da RNT tem vindo a ser baseada em funções de distância

associadas a sistemas de teleprotecção. O sistema assim constituído enquadra-se na filosofia de

utilização de funções unitárias para a maior parte dos defeitos. Contudo, existem limitações à

utilização desta função, enumerando-se três das principais: topologia de linha multiterminal,

insensibilidade a defeitos muito resistivos e linhas electricamente curtas.

Com as possibilidades tecnológicas, quer ao nível dos modelos de equipamentos de protecção,

quer em termos de rede interna de telecomunicações, actualmente existentes e as que, num futuro

próximo, se perspectivam, o sistema de protecção de uma linha, do tipo das que constituem a

maior parte da RNT, poderá ser formalmente garantido, com elevado desempenho, através da

combinação de uma função diferencial com uma de distância (associada a teleprotecção)

complementada, esta, por uma função direccional de terra.

Com a possibilidade de se utilizarem meios de comunicação muito fiáveis, a função diferencial de

linha surge como elegível para proporcionar uma das funções primordiais de protecção deste tipo

de equipamento, concorrendo com a função de distância. No caso, ainda assim, de falha de

comunicação entre os seus equipamentos terminais, é possível, com a tecnologia e soluções

actualmente disponíveis no mercado, permitir uma comutação automática para funções mais

tradicionais como são as de distância e de máxima intensidade direccional.

A implementação sistemática das funções diferenciais de linha, iniciada em 2005, implica a

reformulação de painéis existentes, permitindo, de uma forma sustentada, a melhoria do seu

desempenho e consequentemente da QS, sem necessidade de antecipar a sua remodelação

integral.

A verba prevista para esta rubrica é de 3,8 milhões de euros, com custos anuais distribuídos de

acordo com o quadro abaixo.

QUADRO 7-1

INVESTIMENTOS EM PROTECÇÕES

Ano 2006 2007 2008 2009 2010 2011

M€ 1.35 1.02 0,51 0,307 0,307 0,307

• Remodelação de sistemas de protecção

Para além das remodelações integrais de sistemas de protecção, comando e controlo que têm

vindo a ser perspectivadas desde 1998 e das previstas no âmbito do presente PIR 2006-11

integradas em remodelações globais de instalações, considera-se importante levar a cabo a



remodelação dos sistemas de protecção dos níveis de tensão de 220 kV e 60 kV da subestação

de Alto de Mira, na sequência de um pedido da EDIS.

Por outro lado, com as remodelações já efectuadas ou em curso na subestação de Ferreira do

Alentejo, considera-se também importante proceder a uma remodelação, nos níveis de 150 kV e

60 kV, de modo a homogeneizar os sistemas desta instalação com sistemas modernos de

tecnologia digital, cuja flexibilidade se adapta melhor às actuais exigências deste nó de rede de

interligação com Espanha.

O valor previsto é de 0,52 milhões de euros a inscrever no orçamento de 2006.

• Edifícios

As acções previstas nesta rubrica referem-se a um reforço das condições de segurança dos

edifícios técnicos, essencialmente com instalação de sistemas de vídeo-vigilância, detecção de

intrusão e detecção de incêndios. O valor previsto para esta rubrica é de 5,8 milhões de euros.

• Telecomunicações

As acções previstas nesta rubrica prendem-se com a remodelação do sistema de alimentação de

telecomunicações de diversas instalações. O valor previsto para esta rubrica é de 1,1 milhões de

euros.

• Remodelação de subestações – investimento total

O investimento total para remodelação e substituição de equipamentos nas subestações para o

período 2006 a 2011 estima-se em 63,5 milhões de euros.

7.2 LINHAS

• Remodelação de cadeias de isoladores

As linhas da RNT estão equipadas, numa percentagem significativa, com isoladores cerâmicos

com muito tempo em serviço (mais de 30 anos) ou com evidente baixa fiabilidade, nos restantes

casos. Nos últimos 20 anos registaram-se 43 casos de rotura de cadeia de isoladores cerâmicos,

os quais constituem, por natureza, incidentes da máxima gravidade.



Nas últimas décadas a REN, S.A. tem vindo a equipar as suas linhas com cadeias de isoladores

de vidro. Estes, embora apresentem um melhor desempenho do ponto de vista mecânico, têm, a

par dos cerâmicos, um comportamento em serviço menos bom em zonas de poluição elevada.

Esta característica tem vindo a ser mitigada através de lavagens periódicas dos isoladores.

Contudo, a lavagem das cadeias de isoladores nem sempre é eficaz, apesar dos elevados

encargos com esta operação em ano de pluviosidade média, devido à dificuldade de diagnóstico

atempado do estado de poluição e de actuação simultânea nas vastas áreas da rede em que se

faz sentir o efeito da poluição (de incidência maioritariamente salina). São, por isso, frequentes os

contornamentos de cadeias de isoladores na RNT (mais de 300 por ano, em média), o que se

traduz em potenciais micro cortes e cavas de tensão nas instalações de utilização de energia

eléctrica.

Por outro lado, atendendo ao bom desempenho dos isoladores compósitos em zonas de poluição

elevada, e considerando o seu preço actual e o estado de desenvolvimento desta tecnologia,

justifica-se continuar a sua introdução nas linhas das zonas mais críticas, como forma de melhoria

do desempenho da rede nessas zonas e de diminuição dos custos de manutenção.

Face ao exposto, está contemplado neste Plano adoptar a seguinte estratégia:

Em zonas de poluição elevada, proceder à substituição dos existentes (cerâmica ou vidro) por

isoladores compósitos;

Nas restantes zonas, proceder à substituição de cadeias de isoladores cerâmicos por cadeias

de isoladores de vidro.

• Substituição de cabos de guarda de aço

Devido à antiguidade, à inadequação em face do crescimento das correntes de curto-circuito e ao

estado avançado de corrosão (têm-se registado diversas quedas de cabos de guarda nos últimos

anos por este motivo), vai proceder-se à substituição dos cabos de guarda em aço (tipo SWG) por

cabos de guarda em alumínio – aço (tipo ACSR).

• Remodelação de linhas – investimento total

O custo total previsto de remodelação de linhas, a realizar num período de 6 anos (2006-2011) é

de 27,6 milhões de euros, com custos anuais praticamente constantes e iguais a 4,6 milhões de

euros.



Página em Branco

.


Indicadores de evolução

8 INDICADORES DE EVOLUÇÃO

8.1 LINHAS

A evolução do comprimento de circuitos de linhas em serviço que resulta da concretização deste

Plano é indicada na figura 8-1.

FIGURA 8-1

EVOLUÇÃO DO COMPRIMENTO DOS CIRCUITOS DE LINHA EM SERVIÇO NA REDE MAT*

(*) O comprimento dos circuitos de linha é contabilizado segundo o nível de tensão em que são explorados e inclui os troços em cabo subterrâneo. Este facto representa, relativamente ao PIR 2004-09, uma ligeira alteração de critério com reflexo neste indicador.

Em termos totais de circuitos eléctricos verifica-se um crescimento de 1560 km abrangendo os 6 anos

desde finais de 2005 até final de 2011, correspondente a cerca de 23% relativamente ao

comprimento total no final do corrente ano. Por níveis de tensões os crescimentos percentuais são de

60% e de 14%, respectivamente nos 400 e nos 220 kV, e verifica-se um menor crescimento nos

150 kV (apenas mais 11%).

Para ilustrar a adequação da RNT, na sua componente “linhas”, às condições de carga, pode utilizar-

se a relação entre a “potência entrada na RNT” e o “comprimento equivalente de circuitos de linhas”,

expresso na figura 8-2.

Previsão PIR 2006-11

1234

2354

2337

1504

2979

2261 24

00

3388

2516

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

[km

]

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

400 kV 220 kV 150 kV



FIGURA 8-2

ADEQUAÇÃO DO COMPRIMENTO DE CIRCUITOS DE LINHAS EM OPERAÇÃO NA REDE MAT ÀS CONDIÇÕES DE CARGA

Valores mais reduzidos deste indicador traduzem, em termos probabilísticos médios, situações mais

próximas do limite da segurança de fornecimento da RNT. O Plano contempla uma estabilização do

índice de adequação a um nível praticamente idêntico ao actual e também muito próximo do que tem

vigorado no passado recente.

FIGURA 8-3

EVOLUÇÃO DOS COMPRIMENTOS DE LINHAS E DE CORREDORES DE CIRCUITOS EM OPERAÇÃO NA REDE MAT

5925

5244

6744

5715

8304

6939

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

[km

]

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Circuitos de linhas Corredores de linhas


2408 2874

3949

0.390.39 0.40

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

[km

]

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

[km

/ M

W]

Comprimento equivalente (km a 400 kV)

Adequação (km equiv. / potência entrada na RNT)




Por outro lado, a REN, S.A. tem prosseguido uma política de racionalização dos corredores de linhas

existentes através de reconversões de linhas mais antigas para outras de maior capacidade, com ou

sem elevação da tensão de transporte. Esse esforço é reflectido nos valores da figura 8-3 em que se

compara a evolução dos comprimentos totais de circuitos e de corredores de linha.

Pode concluir-se que, apesar de se verificar entre 2005 e 2011 um acréscimo de 1560 km a nível de

comprimento de linhas, o acréscimo de comprimento de corredores é apenas de 1224 km. Estes

valores são, em termos relativos, quantitativamente próximos (acréscimo de cerca de 22% de

qualquer dos indicadores).

8.2 TRANSFORMADORES

A potência de transformação instalada nas subestações para o nível dos 60 kV que se prevê entrar

em serviço no presente Plano terá um aumento líquido total de 6018 MVA (+47%) resultante, por um

lado, da necessidade de manter os níveis adequados de segurança na alimentação das cargas, de

criar condições de recepção de PRE e, por outro lado, da substituição de unidades que atingem o seu

fim de vida útil por outras de maior potência.

Dos 6018 MVA, 806 são dedicados exclusivamente à função de recepção de PRE e outros 492 MVA

têm também funções relevantes neste domínio, para além do apoio às redes de distribuição.

O acréscimo de potência instalada previsto, retirando os 1298 MVA apontados no parágrafo anterior,

é de 4720 MVA, ou seja, cerca de 37%, valor que representa alguma recuperação percentual face ao

aumento dos consumos no período 2006-2011 que é de cerca de 24%. Assinala-se ainda que

625 MVA de transformação se destinam à substituição de transformadores em fim de vida útil.

Retirando cumulativamente esta potência restam 4095 MVA e a taxa de aumento de transformação

reduz-se a 32%.

Por níveis de tensão, a evolução prevista da potência global instalada de transformação é a indicada

na figura 8-4.

A figura 8-5 apresenta a evolução da potência total instalada de transformação e autotransformação.

Em termos de análise da adequação e nível de utilização da potência instalada nas subestações,

apresentam-se os indicadores ilustrados na figura 8-6.



FIGURA 8-4

EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA DE TRANSFORMAÇÃO MAT/AT

FIGURA 8-5

EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA DE AUTOTRANSFORMAÇÃO MAT/AT E DE TRANSFORMAÇÃO MAT/AT

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

[MVA

]

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

150/60 kV 220/60 kV 400/60 kV150/60 kV (pred. PRE) 220/60 kV (pred. PRE)

4002

5949

680

4433

4942

2720

1190

7094

11073


0

2500

5000

7500

10000

12500

15000

17500

20000

[MVA

]

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Transformadores AutotransformadoresTransformadores (pred. PRE)

1063

160

21

1271

778

71

1285

5

18735




FIGURA 8-6

ADEQUAÇÃO DA TRANSFORMAÇÃO MAT/AT À PONTA DAS SUBESTAÇÕES *

(*) Os valores da carga máxima (MW) nas subestações são estabelecidos recorrendo aos

resultados da previsão de carga, descontados de uma estimativa da ponta de

produção local (<=60 kV) do SEI e do SEP.

Pode concluir-se que este Plano prevê, em números globais, alguma recuperação do índice de

adequação relativo à transformação MAT/AT, mesmo não considerando a parte da transformação a

entrar em serviço que se destina, na totalidade ou maioritariamente, à recepção de PRE.

Apresenta-se, por último, uma comparação internacional no âmbito de um estudo conjunto

CIGRÉ/CIRED realizado há alguns anos sobre o nível de utilização da potência instalada em

subestações, calculada em relação à potência máxima anual.

Conforme se pode constatar da figura 8-7, verifica-se que a RNT se situará, em 2009, na banda de

utilização próxima da média de unidades de transformação entre as Empresas avaliadas nesse

estudo, mas do lado das utilizações mais elevadas, verificando-se um ponto de partida, finais de

2004, na segunda classe de maior utilização (60 a 65%) para a terceira classe de maior carga (55 a

60%) em 2006 (se durante o próximo ano se concretizarem todas as entradas em serviço previstas)

com posterior passagem à classe de 50 a 55% em 2008 e, por fim em 2011, um regresso à classe de

55 a 60%.

Ter presente que, para esta comparação, não se consideraram os transformadores da RNT

dedicados maioritariamente, à recepção de PRE.

1063112717

17437

1.86 1.72 1.81

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

[MVA

]

0.00

0.40

0.80

1.20

1.60

2.00

2.40

[MVA

/ M

W]

Potência de transformação MAT/AT predominantemente para consumosAdequação da pot. de transformação à carga global máxima nos TR's




FIGURA 8-7

ESTATÍSTICA EUROPEIA PARA 1995

UTILIZAÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA EM SUBESTAÇÕES

Nível de utilização = [potência a satisfazer pela transformação MAT/AT] / [potência total instalada nas SEs]

8.3 PAINÉIS DE 60 KV PARA A DISTRIBUIÇÃO

Apresenta-se na figura 8-8 a evolução de dois índices de ocupação média de painéis de 60 kV das

subestações da RNT: um, dos painéis de saída de transformadores MAT/60 kV e outro relativo a

painéis de 60 kV para as redes de distribuição (o que exclui, portanto, ligações exclusivas para a

PRE).

Dado a EDIS solicitar, muitas vezes, os painéis a 60 kV com apenas 2 ou 3 anos de antecedência, o

número de painéis referidos neste Plano a partir desse horizonte não é representativo. Por esse

motivo, este índice é calculado apenas até ao ano de 2007.

0

1

2

3

4

Nº d

e pa

íses

< 30 [30-35[ [35-40[ [40-45[ [45-50[ [50-55[ [55-60[ [60-65[ >65

Nível de utilização (%)

C lasse prevista em 2006 e 2011

C lasse prevista em 2008

C lasse da R N T em 2004



FIGURA 8-8

OCUPAÇÃO MÉDIA DE PAINÉIS DE 60 KV NAS SUBESTAÇÕES DA RNT

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

(MW

h /p

aíne

l)

Painéis de transformadores Painéis de linha




Página em Branco


Estabilidade do sistema

9 ESTABILIDADE DO SISTEMA

9.1 PRINCÍPIOS GERAIS

A RNT encontra-se dimensionada para ter um comportamento estável, mantendo o sincronismo para

um conjunto de grandes perturbações de acontecimento mais provável (estabilidade transitória) e,

ainda, ser dinamicamente estável com um adequado amortecimento das oscilações subsequentes a

pequenas perturbações (estabilidade dinâmica).

Para assegurar uma comportamento seguro e estável dos grupos geradores convencionais a REN,

S.A. especifica, numa óptica de custo-benefício, os requisitos técnicos que os novos grupos devem

ter do ponto de vista da rede.

A REN, S.A. tem também como prática, não obstante a necessidade de análises da estabilidade da

RNT para efeitos do seu planeamento ter-se vindo a reduzir com a estrutura mais malhada e um

maior número de interligações da rede, levar a efeito estudos de estabilidade, em particular para

prever as consequências de perturbações de maior relevância e probabilidade de ocorrência, quer a

nível de planeamento com a entrada de grandes centros electroprodutores ou de novas interligações,

quer ainda a nível da análise de configurações particulares de exploração previsional ou no âmbito da

análise de incidentes.

Os defeitos eléctricos que são simulados nos estudos de estabilidade, e para os quais o sistema

eléctrico se deve manter estável sem saída de elementos, à excepção daqueles que são desligados

para isolamento do defeito, encontram-se explicitados nos critérios de estabilidade incluídos nos

“Padrões de Segurança da RNT”.

Existem, no entanto, perturbações mais severas, mas de acontecimento menos provável do que

aquelas que se encontram especificadas nos critérios de estabilidade, que são também analisadas

com o objectivo da caracterização do seu efeito no funcionamento da rede e da tomada de medidas

para minimização da sua probabilidade de ocorrência e impacto. Essas perturbações encontram-se

associadas a funcionamentos dos sistemas de protecção da RNT, por actuação da protecção de falha

de disjuntor ou por falha de teleprotecção, que conduzem a tempos de eliminação superiores aos

especificados nos critérios de estabilidade.



9.2 ANÁLISES REALIZADAS E EM CURSO

ANÁLISES REALIZADAS

Nos anos mais recentes, no âmbito do planeamento da RNT, foi realizado um conjunto de trabalhos

de estabilidade transitória e dinâmica, de que se salienta:

O trabalho “Estudos de Estabilidade Associados ao Ajuste de Parâmetros de PSS em Grupos

Geradores do SEP”, realizado pelo INESC Porto, a pedido da REN, S.A. e documentado em

relatório de Setembro 2001 daquele Instituto.

O objectivo primordial deste estudo foi especificar os requisitos necessários para que possa

ser garantida a estabilidade dinâmica da RNT, ou seja, amortecer o melhor possível as

oscilações electromecânicas menos bem atenuadas que possam ocorrer com origem em

pequenas perturbações ou na sequência de grandes perturbações em resultado, na fase final

destas, da sobreposição de vários modos de oscilação típicos de pequenas perturbações.

Deste estudo resultou a definição dos parâmetros mais adequados a regular nos

estabilizadores de potência (PSS) já instalados, mas fora de serviço, nos reguladores

automáticos de tensão de grupos de grandes centrais térmicas e hídricas, e a identificação

dos novos centros electroprodutores com necessidade de instalação de PSS nos respectivos

grupos, incluindo, em caso afirmativo, a definição das suas regulações mais adequadas.

Os estudos de estabilidade transitória relativos à “Introdução da Central Hídrica de Alqueva

na RNT. Estudo de Estabilidade Transitória”, documentado no RL PRAR 2/2000, e à

“Introdução da Central Termoeléctrica do Ribatejo – TER na RNT. Estudo de Estabilidade

Transitória”, documentado no RL PRAR 9/2001.

Os objectivos centrais destes estudos foram levar a efeito análises locais da estabilidade

transitória da rede (no caso do primeiro estudo, envolvendo as centrais de Sines e Alqueva e,

no segundo estudo, as centrais de Carregado, Pego, Sines, Setúbal e Ribatejo) perante as

perturbações estabelecidas nos critérios de estabilidade, para perfis típicos de geração-

consumo e para as evoluções previstas das configurações topológicas da rede nas

vizinhanças destes novos empreendimentos electroprodutores.

Em ambos os estudos, a RNT mostrou-se transitoriamente estável para as diferentes

condições e situações de simulação. No caso da central hídrica de Alqueva foram também

simulados defeitos eliminados por actuação do sistema de protecção com falha de

teleprotecção (eliminação do defeito por protecção de distância em tempo de 2º escalão),



enquanto que no caso da central termoeléctrica do Ribatejo, além de defeitos eliminados por

actuação do sistema de protecção com falha de teleprotecção, foram ainda simulados

defeitos eliminados por protecção de falha de disjuntor.

O estudo “Limites de Produção Eólica a Ligar às Redes do SEP sob o Ponto de Vista da

Estabilidade da RNT”, realizado em 2004 numa parceria entre o Instituto Superior Técnico –

DEEC/Secção de Energia e a REN, S.A., documentado em relatório de Outubro de 2004,

enquadra-se no conjunto de trabalhos que a REN, S.A. tem vindo a realizar no sentido de dar

cumprimento ao compromisso de Portugal de instalar 3750 MW de potência eólica na

sequência da Directiva Europeia 2001/77/CE e no contexto do Protocolo de Kyoto.

Com a integração de elevados volumes de produção eólica no sistema eléctrico, assume

especial importância a estabilidade transitória dos geradores eólicos para se conseguir um

funcionamento adequado das redes de transporte e de distribuição e do sistema

electroprodutor a elas ligado.

Enquanto os valores de potência eólica instalada eram marginais, privilegiava-se a resposta

de disparo instantâneo dos geradores eólicos perante cavas de tensão resultantes de defeitos

nas redes, já que esta se traduzia em reduzidas perdas de produção com repercussões

pouco significativas na qualidade de serviço.

Com níveis elevados de penetração de produção eólica, e a manter-se o mesmo tipo de

resposta dos geradores eólicos anteriormente referido, certos defeitos em alguns locais das

redes conduzirão certamente a significativos volumes de produção eólica disparada, atingindo

zonas geográficas muito alargadas.

Com base neste contexto, e a par de contactos com os fabricantes de geradores eólicos mais

representativos em Portugal com o objectivo da percepção dos avanços tecnológicos

projectados por estes para as suas máquinas e da sua sensibilização para a necessidade de

melhorar as suas máquinas de modo a estas “passarem” os defeitos sem se desligarem da

rede, a REN, S.A. lançou o estudo referido anteriormente.

O objectivo do estudo foi analisar as condições de estabilidade transitória do sistema eléctrico

(redes de transporte e de distribuição e respectiva produção a elas ligadas), integrando

grandes volumes de produção eólica, perante grandes perturbações, em particular curto-

circuitos que venham a desencadear disparos de significativos volumes de produção desta

natureza, podendo pôr em risco a segurança do funcionamento do sistema eléctrico.

Das conclusões mais relevantes do estudo salienta-se que disparos de produção eólica em

Portugal (e também em Espanha) se reflectem na interligação Espanha-França, que é um elo



fraco importante sob este ponto de vista, até pela sua ocupação normal com contratos que

geram um trânsito físico no sentido de França para Espanha com um valor elevado, na

maioria das vezes, relativamente à sua capacidade máxima (~1800MW).

ANÁLISES EM CURSO

Como acção imediata deste trabalho resultou a necessidade de revisão das actuais regras e

especificações em vigor para a ligação de parques eólicos ao sistema eléctrico. No presente, e à luz

do que tem vindo a ser feito em alguns países da Europa que já estabeleceram ou se encontram a

estudar novas regras neste domínio, encontra-se já em fase adiantada de discussão com a DGGE

um conjunto de propostas de alteração aos actuais Regulamentos das Redes de Transporte e de

Distribuição, que vão no sentido de criar condições imprescindíveis à integração dos grandes

volumes de produção eólica previstos para os próximos anos, mantendo a segurança e a estabilidade

das redes.

Essas alterações impõem, em particular, e no que respeita a exigências de estabilidade da produção

eólica, a integração nos sistemas de controlo e protecção dos geradores eólicos de funcionalidades

que os tornem mais resistentes aos defeitos diminuindo o volume de produção perdida, em especial

do “Fault Ride Through Capability” (FRTC). Estas funcionalidades têm características muito próximas

daquelas que já se encontram em vigor ou em fase de implementação ou estudo em outras redes

europeias.

Finalmente, e na sequência dos resultados e conclusões do estudo referido anteriormente e dos

estudos de estabilidade para análise da capacidade de recepção de produção eólica no Sistema

Eléctrico Espanhol realizados pela REE, S.A., foi acordado entre as duas Empresas o alargamento ao

sistema eléctrico ibérico do “Estudo de Estabilidade do Sistema Eléctrico Peninsular Espanhol” e a

participação da REN, S.A. no mesmo.

Este estudo tem ainda a participação da ABB e é acompanhado por representantes da “Comisión

Nacional de la Energia”, da “Plataforma Empresarial Eólica” e da “Universidad Carlos III”.

O objectivo primordial deste estudo é avaliar e estabelecer os limites de produção eólica a ligar em

cada uma das redes, em sintonia com os planos de desenvolvimento das mesmas, bem como definir

medidas de planeamento correctivas globais e coerentes a nível da rede ibérica face a potenciais

problemas conhecidos relacionados com a forte componente de produção eólica em algumas zonas

da rede de Espanha (por exemplo, a região da Galiza) próximas electricamente de Portugal e tendo

presente a capacidade de interligação Espanha-França que se espera vir, entretanto, a aumentar.



O estudo encontra-se a ser realizado para o horizonte temporal de 2011 para dois cenários geração-

consumo de ponta de Inverno e de vazio de Verão tendo como ponto de partida uma potência eólica

instalada, no primeiro cenário (ponta de Inverno), de 3750 MW em Portugal e 13000 MW em

Espanha, e no segundo cenário (vazio de Verão), de 1450 MW em Portugal e 5000 MW em Espanha.

A metodologia seguida no estudo é a de cada Empresa simular na sua rede diferentes defeitos

eliminados, genericamente, em tempo de actuação de protecção de falha de disjuntor, para escalões

sucessivamente crescentes, a partir dos valores de potência referidos no parágrafo anterior, de

penetração eólica e com diferentes níveis de adequação da tecnologia dos geradores eólicos já

existentes, analisando os resultados das simulações na sua rede e na rede vizinha.

A REE, S.A. já tem resultados preliminares, condicionados aos resultados do lado de Portugal, das

suas simulações que permitem concluir que, no sistema eléctrico peninsular espanhol com uma

adequação tecnológica (em particular, contemplando a funcionalidade “FRTC” atrás referida) de 75 %

dos geradores eólicos existentes, o limite da potência eólica produzida é de 14000 MW (17500 MW

de potência instalada), passando esse limite para 16 000 MW de potência produzida (20 000 MW de

potência instalada) na situação de adequação técnica de 100% dos geradores eólicos existentes.

Proximamente, serão concluídas as simulações do lado de Portugal e estaremos em condições de

determinar a capacidade de recepção global de produção eólica a nível de cada uma das redes, sob

o ponto de vista de estabilidade.

9.3 CONCLUSÕES

Sintetizando, refere-se que, com as elevadas penetrações eólicas previstas para Portugal e Espanha,

a estabilidade do sistema ibérico, ainda fracamente ligado ao resto da primeira zona síncrona da rede

da UCTE, é um factor chave da segurança das redes da REN, S.A. e da REE, S.A..

Por esse motivo é crucial a implementação de exigências neste domínio aos geradores eólicos e um

seguimento cuidado da sua concretização por parte das Empresas concessionárias das redes de

transporte e de distribuição.

O reforço significativo da ligação entre Espanha e França e a manutenção nessa ligação de um valor

importante de reserva da capacidade para efeitos de segurança são também outros factores chave

na manutenção dos necessários níveis de segurança dos sistemas eléctricos.



Página em Branco


Evolução das correntes de defeito

10 EVOLUÇÃO DAS CORRENTES DE DEFEITO

A previsão dos níveis de correntes de defeito e a verificação da sua compatibilidade com os valores

máximos assumidos para efeitos de planeamento são elementos importantes de qualquer Plano de

evolução de uma rede de transporte. Importa garantir que não sejam ultrapassadas as correntes de

defeito máximas aceitáveis pelos equipamentos, tendo em conta que a expansão dos consumos, dos

meios de produção e o reforço da RNT levam, no longo prazo, na quase totalidade dos seus

barramentos, a um acréscimo continuado dos valores em questão.

O acompanhamento da evolução dos níveis de correntes de defeito é fundamental não só para a

REN, S.A., enquanto concessionária da RNT, mas também para os outros agentes do Sistema

Eléctrico que possuem instalações ligadas à RNT, tendo em vista verificar em que medida poderão

ser ultrapassados níveis máximos de concepção dessas instalações e, nesses casos, equacionarem

as medidas correctivas julgadas necessárias.

São apresentados no anexo 14 os valores máximos e mínimos das correntes de defeito trifásico

simétrico e monofásico (componente alternada eficaz subtransitória) previstos para os anos de 2006,

2008 e 2011. Para o ano de 2016 são apenas apresentados os valores trifásicos máximos.

O valor máximo (mínimo) por barramento e por ano é determinado a partir do valor máximo (mínimo)

da envolvente das situações simuladas relevantes de ponta e vazio para cada ano para dois regimes

de hidraulicidade (húmido e seco), dois perfis de geração eólica e em situações de Inverno e Verão

sendo retido o maior (menor) valor determinado de entre eles.

Refere-se que, relativamente a situações de fechos de malhas através das redes de 60 kV, foram

consideradas as ligações a 60 kV Lavos – Pombal, Vermoim – Crestuma – Canelas e Pocinho –

Chaves – Valdigem e esta última só até 2009.

Os valores de correntes de defeito apresentados neste Plano incorporam os efeitos da existência de

todas estas malhas simuladas nas redes conforme se pode ver nos diagramas unifilares do anexo 12.

CRITÉRIOS DE CORRENTES DE DEFEITO PARA EFEITOS DE DIMENSIONAMENTO

A REN, S.A. introduziu em 2004 algumas alterações nos níveis máximos de correntes de defeito para

dimensionamento das novas instalações, na sequência de uma análise interna sobre este assunto,

cujo início, aliás, foi referido no final do capítulo relativo a correntes de defeito do PIR 2004-09.



O quadro 10-1 reflecte essas alterações, as quais incidem basicamente sobre os 220 kV de forma

mais geral e sobre algumas situações da rede de 150 kV, com menor extensão.

QUADRO 10-1

CORRENTES DE DEFEITO MÁXIMAS PARA EFEITOS DE DIMENSIONAMENTO DE NOVAS INSTALAÇÕES

Níveis de tensão (kV) 400 220 150 60

Corrente de defeito máxima (kA) 40 40 ou 50 31,5, 40 ou

50 31,5 ou 25*

* Para corrente fase-terra, quanto existem saídas a cabo subterrâneo

Nos 400 kV continuar-se-á a adoptar o valor limite de 40 kA, com a única excepção do Douro

Internacional, em que se adoptará equipamento de 50 kA dada a proximidade da zona de 400 kV da

rede da REE, S.A., que tem aí potências de defeito já muito elevadas.

Nos 220 kV decidiu-se aumentar de um escalão os níveis de dimensionamento, isto é, o nível geral

passou de 31,5 kA para 40 kA e nas subestações com 3 unidades de autotransformação 400/220 kV

será definido como 50 kA.

Nos 150 kV mantém-se como nível geral os 31,5 kA, continuando também a adoptar-se 40 kA nas

instalações com autotransformação 400/150 kV com 3 unidades. No entanto, nas poucas zonas de

forte concentração de produção, poderá recorrer-se a um escalão acima (40 e 50 kA), caso isso se

justifique.

Por último, nos 60 kV mantém-se o nível de 31,5 kA trifásicos. O dimensionamento para os defeitos

monofásicos deixa, no entanto, de ser 10 kA, passando para 25 kA, por acordo com a EDIS, já que os

10 kA se revelaram incompatíveis, em algumas subestações, com o cumprimento simultâneo do

factor máximo de ligação à terra não superior a 1,4 conforme definido em norma CEI.

Como é evidente, a REN, S.A. continuará a ter em conta as características de dimensionamento das

instalações existentes da sua rede perante a evolução das correntes de defeito e tomará as medidas

necessárias para garantir a compatibilidade das mesmas, o que pode exigir, entre outras, obras de

adaptação das próprias instalações, nos casos em que de todo isso se torne necessário.



MEDIDAS DE CONTROLO DAS CORRENTES DE DEFEITO

As medidas estruturais da gestão dos níveis da corrente de defeito estão ligadas a um conjunto de

opções quanto à topologia da rede, características de grupos geradores, dimensionamento de

reactâncias de linhas, transformadores e autotransformadores e distâncias entre subestações.

Não interessando, num documento como o PIR, desenvolver mais este tema, apontamos apenas as

acções pontuais correctivas de controlo que têm sido necessárias levar a cabo nos poucos casos em

que se revelaram necessárias.

A REN, S.A. tem prosseguido com a análise e a concretização de soluções de controlo das correntes

de defeito em alguns pontos da RNT em que se detectaram ou previram no passado ultrapassagens

dos limites fixados, tal como referido em anteriores edições do PIR.

Em anos recentes foram efectivamente instaladas em subestações da REN, S.A. reactâncias de

neutro nos 60 kV dos transformadores das subestações de Sete Rios, Sacavém, Fernão Ferro,

Torrão, Alto de Mira e Sacavém e ainda reactâncias série nos 60 kV dos transformadores das

subestações de Canelas e Alto de Mira.

Foram ainda instaladas reactâncias de neutro nos 220 kV dos transformadores de grupo das centrais

do Carregado e do Ribatejo (grupo 1) da CPPE, S.A.

Por outro lado, encontra-se prevista para o curto prazo a instalação de reactâncias de neutro nos

60 kV dos transformadores das subestações da Batalha (com a entrada em serviço do primeiro

transformador 400/60 kV), Santarém, Riba de Ave e Pereiros.

Ainda se encontra prevista a instalação de reactâncias de neutro nos autotransformadores

400/150 kV da subestação de Riba de Ave para limitação das correntes de defeito monofásico nos

150 kV.

CORRENTES DE DEFEITO NA REDE MAT

A lista de valores previsionais de correntes de defeito para as redes simuladas neste PIR 2006-11

que consta do Anexo 14 mostra que, à excepção de um número pequeno de barramentos, não se

verificam ultrapassagens, nem aos limites indicados no quadro 10-1 para novas instalações nem aos

limites anteriormente assumidos para as instalações existentes.



Esta conclusão torna-se ainda mais clara para as correntes de defeito trifásico, pela análise da figura

10-1 que representa a distribuição das correntes de defeito trifásico máximas por classes de valores

de corrente, para cada nível de tensão e ao longo do período de 2006 a 2016.

Nos 400 kV, mesmo em 2016, os valores mais elevados previstos estão longe do valor limite de 40

kA, não havendo sequer nenhum barramento da rede em que seja ultrapassado o valor de 33 kA.

A lista previsional de correntes de defeito nos barramentos de 220 kV não apresenta riscos de

ultrapassagens de limites, excepto em dois casos: as subestações de Recarei e do Carregado.

FIGURA 10-1

CLASSES DE CORRENTES MÁXIMAS DE DEFEITO TRIFÁSICO POR NÍVEL DE TENSÃO EM 2006, 2008, 2011 E 2016

5 5 5

7

1213

15

17

0 0

4

2

0 0 0

2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Nº d

e ba

rram

ento

s

[0 ; 15[ [15 ; 25[ [25 ; 30[ [30 ; 40[

Níveis de correntes de defeito [kA]

Barramentos da RNT a 400 kV

2006 2008 2011 2016

25

29

36

32

7 75

8

1 20 0

1 1 1 1

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Nº d

e ba

rram

ento

s

[0 ; 25[ [25 ; 31,5[ [31,5 ; 35[ [35 ; 40[



2006 2008 2011 2016

2423 23

22

4 5

34

3 24

3

01 0 0

0

5

10

15

20

25

30

Nº d

e ba

rram

ento

s

[0 ; 20[ [20 ; 25[ [25 ; 31,5[ [31,5 ; 40[



2006 2008 2011 2016

26

3028 28

2122

26 26

1

46 6

21 1

3

0

5

10

15

20

25

30

35

Nº d

e ba

rram

ento

s

[0 ; 15[ [15 ; 25[ [25 ; 31,5[ > 31,5



2006 2008 2011 2016



Na subestação de Recarei o valor limite definido para a máxima corrente de defeito é ligeiramente

ultrapassado para defeitos monofásicos, pelo que, no caso desta subestação, encontram-se a ser

estudadas medidas correctivas que poderão passar pela instalação de reactâncias de neutro nos

autotransformadores e/ou nos transformadores de grupo da central da Turbogás.

Na subestação do Carregado são ligeiramente ultrapassados os valores limite de dimensionamento

dos seus equipamentos, tanto em defeitos trifásicos como em defeitos monofásicos.

No entanto, esta ultrapassagem só acontece nas situações de operação do Sistema Eléctrico com o

6º grupo da central do Carregado ligado à RNT, o que só ocorre num número reduzido de horas

durante o ano.

Encontrando-se prevista para o início de 2011 a desclassificação desta central, não faz sentido do

ponto de vista técnico-económico instalar reactâncias série nos transformadores de grupo da central

como solução de limitação das correntes de defeito trifásico e, por consequência, das correntes de

defeito monofásico.

Finalmente, sublinha-se que, no PIR anterior, as alterações de topologia da RNT previstas face ao

aparecimento do aeroporto da Ota (que não estão consideradas neste Plano), conduziriam a uma

ligeira redução do valor das correntes de defeito trifásico.

Nos 150 kV não se verifica qualquer ultrapassagem para correntes de defeito trifásico e os dois

barramentos com valores mais elevados são as subestações de Riba de Ave e de Palmela. O nível

de correntes de defeito em Riba de Ave acabará até por se reduzir devido à eliminação de várias

linhas de 150 kV da região que serão desactivadas.

A nível de correntes de defeito monofásico só se verifica a ultrapassagem dos valores limites

estabelecidos no caso da subestação de Riba de Ave, para a qual já se encontra prevista a instalação

de reactâncias de neutro nos autotransformadores como solução para esta situação, como já foi

referido anteriormente.

CORRENTES DE DEFEITO EM BARRAMENTOS AT

Nos 60 kV as únicas excepções ao limite de 31,5 kA para as correntes de defeito trifásico são as

subestações de Vermoim, Riba de Ave e Batalha, para as quais os valores obtidos são bastante

elevados.

No caso da subestação de Vermoim, o actual esquema de exploração com o quinto transformador em

reserva rápida como solução para limitar as correntes de defeito trifásico já não é aceitável face ao



aumento previsto dos consumos. Sendo assim, estão já equacionadas medidas correctivas que

permitem diminuir os valores máximos das correntes de defeito trifásico, sendo uma delas a

exploração da subestação com quatro transformadores, com valores de reactância apropriados.

Quanto à ultrapassagem do valor limite das correntes de defeito trifásico que se verifica em 2016 na

subestação de Vermoim, esta acontece devido à introdução na subestação do nível de tensão de

400 kV e do primeiro transformador 400/60 kV. No entanto, já se encontram equacionadas medidas

que evitarão essa situação de ultrapassagem do valor limite de corrente de defeito trifásico para o

qual os equipamentos de 60 kV se encontram dimensionados.

Para a subestação de Riba de Ave encontra-se em fase de análise uma solução que passa pela

exploração da subestação em barramentos separados longitudinalmente, solução esta que vai

permitir trazer os valores das correntes de defeito trifásico para valores abaixo do limite de

dimensionamento da instalação e dos seus equipamentos.

Em relação à subestação da Batalha existem já equacionadas soluções, as quais passam por várias

alternativas, como a eliminação do nível de tensão de 220 kV ou o desvio de duas das quatro linhas a

220 kV ligadas à subestação, que irão permitir reduzir o valor da corrente de defeito trifásico, sendo a

concretização de uma destas soluções feita a tempo de evitar a referida ultrapassagem do valor limite

de dimensionamento dos equipamentos nos 60 kV.

Relativamente às correntes de defeito monofásico, o único barramento a ultrapassar o limite de

dimensionamento é o da subestação de Riba de Ave, encontrando-se já estudada a solução

correctiva, que passa pela instalação de reactâncias de neutro nos 60 kV dos transformadores de

potência 400/60 kV e 150/60 kV, como anteriormente já foi referido.


Evolução da capacidade de interligação

11 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO

Tal como na anterior edição do PIR, os resultados previsionais da capacidade de interligação são

apresentados a dois níveis:

Valores previsionais mais detalhados para 2006, já determinados e publicitados pela REN,

S.A. para dar cumprimento ao estipulado nos artigos 15º e 16º do actual RARI e que constam

dos documentos internos IF PRPR 24/2005 e RL PRPR 15/2005.

Uma previsão a nível de estimativas globais para anos subsequentes que resulta dos

trabalhos realizados no âmbito do MIBEL.

Este Plano abrange simulações do funcionamento da RNT a nível de trânsito de potências com

valores elevados de trocas com Espanha para os anos de 2008 e 2011, com 1800 e 2000 MW,

respectivamente (capacidades técnicas), de forma coordenada com os objectivos globais do MIBEL

referidos no capítulo 3.

A metodologia aplicada nas diferentes determinações é a que consta dos critérios para efeito de

determinação de capacidade de interligação disponível para fins comerciais definida no RARI, do

conhecimento e aprovada pela ERSE.

11.1 PREVISÕES PARA O ANO SEGUINTE

A determinação da capacidade de interligação para 2006 foi elaborada no final de Outubro deste ano

e tem em conta as capacidades e restrições das linhas da RNT e das linhas de interligação, mas não

as da rede de Espanha, cujos resultados não ficaram disponíveis a tempo de serem incluídos neste

Plano.

Dependendo de eventuais restrições mais limitativas da rede espanhola, os valores finais nessas

situações poderão ou não ser mais reduzidos que os aqui apresentados, já que têm de ser sempre

definidos como a envolvente mínima da capacidade das duas redes para idênticas situações.

O quadro 11-1 apresenta as previsões, nas condições indicadas, para os valores máximo e mínimo

esperado em cada mês de 2006 para a capacidade comercial de trocas entre as duas redes ibéricas.

Recorda-se que a capacidade comercial é aquela que se disponibiliza para as trocas entre agentes

dos dois sistemas e resulta da capacidade técnica a que se subtrai uma margem de segurança que é

de 10% com um valor mínimo de 100 MW abaixo de 1000 MW de capacidade técnica.



Por outro lado, refere-se que a capacidade técnica aqui assumida não é aquela que depende apenas

de limitações de rede (isto é, a falha de cumprimento dos critérios acima referidos por sobrecargas

em linhas ou autotransformadores na sequência de contingências acima de determinado valor de

troca e ainda limitações de estabilidade (colapso) de tensão), mas tem também em conta as

restrições do parque produtor.

As restrições criadas pelo parque produtor são, por um lado, e no que respeita à exportação, o

esgotamento de capacidade para exportar por já estar mobilizada toda a potência disponível (o que,

em situações mais secas, pode excluir os fios-de-água) e, por outro lado, nas importações, a

inconveniência em desligar fontes de energia renovável e algumas térmicas cujo contributo, por

pequeno que seja, nessas circunstâncias, pode ser essencial por questões de segurança do sistema.

Deste modo, por si só, a RNT seria capaz de realizar níveis mais elevados de troca do que os

referidos no quadro 11-1, em particular no que se refere aos valores da parte inferior da banda de

exportação e nos casos de importações assinalados na nota.

QUADRO 11-1

ESTIMATIVA MENSAL DA BANDA DE VALORES MAIS PROVÁVEL PARA 2006

(RESULTADOS APENAS DAS RESTRIÇÕES NO SISTEMA PORTUGUÊS)

Meses Exportação (MW) Importação (MW)

Janeiro 1320 1800 1080 1800

Fevereiro 1370 1800 1220 1800

Março 1040 1800 1150 (1) 1800

Abril 1070 1800 1110 (1) 1800

Maio 1080 1800 950 (1) 1800

Junho 1140 1800 970 1670

Julho 1120 1800 930 1670

Agosto 1450 1800 1140 1700

Setembro 1200 1800 1210 1800

Outubro 1050 1800 1190 1800

Novembro 1040 1790 1020 (1) 1800

Dezembro 1250 1800 1220 (1) 1800

(1) Este valor é limitado por não se considerar adequado, neste regime de forte hidraulicidade e em vazio de consumo, uma maior redução da produção das centrais hídricas.

Os valores deste quadro representam um significativo avanço relativamente aos números que foram

adiantados em 2003 no quadro 9-1 do PIR 2004-09 para o ano de 2004.



Nesse quadro do PIR 2004-09 a média dos valores mínimos, englobando tanto a importação como a

exportação, rondava os 750 MW, valor que passa agora para 1180 MW na exportação e os 1100 MW

na importação. A média dos valores máximos ronda agora os 1800 MW.

Por sua vez, a média aritmética global das 24 situações mensais para 2006, importação e

exportação, é de 1460 MW, com valores praticamente iguais (1490 e 1435 MW) em cada um dos dois

sentidos. Tenha-se presente que 1460 MW representa cerca de 16% da ponta máxima em Portugal e

cerca de 24% da média das pontas ao longo do ano, rácios que são já dos mais elevados a nível

europeu.

FIGURA 11-1

EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE COMERCIAL 2002 - 2005

SENTIDO PORTUGAL -> ESPANHA

SENTIDO ESPANHA -> PORTUGAL

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

% d

o an

o

<= 800 ]800-1000] ]1000-1200] >1200

Classes

2003 2004 2005 (até 21Out)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

% d

o an

o

<= 800 ]800-1000] ]1000-1200] >1200

Classes

2003 2004 2005 (até 21Out)



Outra perspectiva para avaliar os progressos que têm sido feitos nos últimos anos a nível da

capacidade de interligação é a que decorre da figura 11-1, a qual apresenta histogramas com as

percentagens de tempo com capacidades de interligação das diferentes classes assinaladas.

Este aumento dos níveis das capacidades de troca resulta de, neste momento, estar já concluída

uma boa parte do extenso conjunto de reforços da RNT que foram fixados há alguns anos no âmbito

de estudos de planeamento de redes do MIBEL.

Assim, e como já perspectivado em 2003 no capítulo homólogo do PIR 2004-09, entraram entretanto

em serviço o segundo circuito da interligação A. Lindoso - Cartelle e a interligação Alqueva - Balboa,

ambos a 400 kV, e concluiu-se um significativo número (cerca de 14) de reforços de capacidade de

linhas existentes relevantes para este efeito, com especial destaque para linhas de 220 kV do eixo do

Douro e do eixo Pocinho – Vila Chã – Pereiros.

Para 2007, e do lado da REN, S.A., prosseguirá a concretização de reforços da RNT com influência

na capacidade de interligação, como já referido no capítulo 6, em particular reforços de capacidade

de mais 6 linhas de 220 kV no eixo do Douro e ainda a continuação da construção do eixo a 400 kV

Valdigem – Bodiosa (Viseu) – Paraimo (Anadia), inicialmente ligado a 220 kV, o qual será mais uma

via de escoamento para o centro e Sul do excesso de produção renovável no Douro que está a

crescer rapidamente com a expansão da nova componente de produção eólica e as previstas novas

centrais de Picote 2 e Baixo Sabor.

Do lado da rede de Espanha, deverá ter lugar em 2006 a conclusão das obras no eixo do Tejo a

400 kV que englobam o reforço de capacidade de algumas linhas e suas instalações terminais entre

Cedillo, J.M. de Oriol e Arañuelo. Estes trabalhos são relevantes, em particular, para alargar a

capacidade de exportação.

11.2 PERSPECTIVAS PARA ALÉM DE 2006

O quadro 11-2 apresenta as capacidades previstas para 2008, pressupondo a realização anterior da

primeira fase do projeto do Douro Internacional a 220 kV. A estes valores comerciais disponíveis para

os diferentes agentes do Sector Eléctrico correspondem valores técnicos mais elevados,

respectivamente 1800 MW e 2000 MW para 2008 e 2010.

Para atingir estes objectivos até 2010 será crucial a concretização em tempo do seguinte conjunto de

reforços mais relevantes para este efeito das redes ibéricas:



Reestruturação da RNT no Douro Internacional de acordo com as conclusões de trabalho

conjunto aprofundado já concluído, com uma primeira fase (2008) a 220 kV e uma segunda

fase a 400 kV (2009) englobando nova interligação a Aldeadávila neste nível de tensão.

Conclusão do eixo Valdigem – Bodiosa – Paraimo, primeiro (2007) a 220 kV e mais tarde

(2009) a 400 kV.

Instalação de um significativo reforço de compensação de reactiva em diversas subestações.

Continuação dos reforços de capacidades existentes de linhas em Portugal e Espanha, neste

último caso as linhas de 400 kV do eixo do Tejo e de algumas linhas a 220 kV no Douro, em

particular no Douro Litoral.

Concretização, em Espanha, da passagem a 400 kV de linhas de 220 kV entre Trives,

Tordesillas e Madrid, para além de outros reforços aqui não mencionados.

QUADRO 11-2

ESTIMATIVA DA BANDA DE VALORES PARA AS CAPACIDADES COMERCIAL E TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO EM 2008

Capacidade de Interligação [MW] Sentido Época

Sazonal Comercial Técnica

Inverno 1890 – 2100 2100 – 2330 Por. → Esp.

Verão 1510 – 1730 1680 – 1920

Inverno 1530 – 1825 1700 – 2080 Esp. → Por.

Verão 1450 – 1780 1610 - 1980

Acrescenta-se que a REN, S.A. e a REE, S.A. já acordaram na realização, a partir do início de 2006,

de estudos conjuntos técnico-económicos de viabilidade de duas possíveis novas interligações a

400 kV, uma entre o Algarve e a Andaluzia e a outra constituindo um segundo eixo entre o Norte de

Portugal e a Galiza. Ambos estes projectos foram já referidos no capítulo 6 e, em particular o

segundo, está ligado a outros objectivos como a alimentação da futura linha ferroviária AVE entre

Porto – Vigo e o abastecimento de algumas zonas de consumo.

Estes projectos deverão conduzir a níveis ainda maiores de trocas para o futuro após 2009/10, o que

terá de ser comprovado a partir dos estudos respectivos acima mencionados.



Refere-se que esta segunda linha de interligação com a Galiza pode ser determinante para a garantia

de obtenção de elevados valores de capacidade de importação dado que, com uma só linha, subsiste

o problema do aparecimento de desvios angulares para religação acima dos máximos aceitáveis, na

sequência da contingência de disparo da linha dupla A. Lindoso – Cartelle, a qual tem sempre

grandes valores de trânsito no sentido de Espanha para Portugal.

Efectivamente, e em função das conclusões da análise sobre este factor limitador a efectuar pelas

REN, S.A. e REE, S.A., esta nova interligação poderá até justificar-se em antecipação ao

aparecimento da linha ferroviária acima citada.

Acrescenta-se ainda que a REN, S.A. se encontra também a equacionar o interesse em outras

ligações a tensões MAT mais reduzidas que poderão ter valia regional.

Como é evidente, há alguns factores de incerteza que podem influenciar o atingir as metas fixadas

nos prazos previstos, dos quais a localização dos grandes centros produtores térmicos e de novas

“tranches” significativas de PRE eólica em ambas as redes ibéricas, são os mais relevantes.

Também os riscos ambientais para a realização atempada de novas instalações das redes, em

particular de novas linhas, são sempre factores que introduzem risco nesta matéria.

Outro factor de risco que influenciará negativamente os valores máximos de capacidade de

interligação, acima de 1800 MW, é a gestão dos ângulos de fecho na ligação Minho – Galiza,

enquanto não existir uma segunda interligação a 400 kV ou na linha Alqueva – Balboa, quando

estiverem em causa situações de elevada exportação em pontos de consumo.

Tanto a REN, S.A. como a REE, S.A. procurarão adaptar, na medida do possível, os seus Planos por

forma a que esses objectivos sejam conseguidos, minorando eventuais consequências negativas

criadas pela concretização de factores de risco.


Evolução das perdas

12 EVOLUÇÃO DAS PERDAS

As perdas numa rede de transporte encontram-se associadas à utilização do equipamento presente

na rede e são dependentes de factores tão diversos como:

Padrões de consumo originando valores mais elevados nas horas de ponta que no vazio de

carga

Localização de centros produtores e regimes de hidraulicidade. No caso da RNT este factor é

bastante pronunciado uma vez que, estando os meios de produção de natureza térmica

situados na faixa litoral centro e Sul e os meios hídricos e eólicos predominantemente a norte,

resulta que em regimes húmidos/ventosos os trânsitos existentes originam mais perdas que

em regimes secos

Topologia da rede

Concretização atempada dos reforços da RNT previstos a nível de planeamento

Saldo físico de interligação. O seu aumento, ao induzir padrões de maior circulação entre as

redes de Portugal e Espanha, eleva o valor das perdas de transporte

Circulação de energia através da RNT. Pelos mesmos motivos referidos no ponto anterior o

aumento de circulação de energia pode levar a aumento de perdas na RNT

Gestão de reactiva e das tomadas de autotranformadores

A evolução recente do valor das perdas na RNT encontra-se ilustrada no quadro 12-1 e apresenta

valores semelhantes à média dos valores apresentados pelas suas congéneres mundiais como

constatado numa análise de “benchmarking” internacional a nível dos TSO’s realizada em 2000 e

com a participação da REN.

QUADRO 12-1 – VALORES DAS PERDAS VERIFICADOS NO PERÍODO

2000-2004

Anos 2000 2001 2002 2003 2004

Perdas (GWh) 677 718 721 742 663,6

Perdas (%)1 1,76 1,79 1,77 1,79 1,56

1 – Em relação à energia entrada na RNT



Mais recentemente, e no caso particular da REE, SA e RTE (França), estas Empresas reportaram,

para o ano de 2004, valores de perdas nas redes de transporte nesta ordem de grandeza ou um

pouco superiores.

Mais concretamente a RTE tem, actualmente, perdas totais médias que rondam os 2,3% (também

tomando como referência a energia entrada na rede), dos quais 69% nos 400, 220 e 150 kV,

incluindo as respectivas transformações MAT/AT, o que significa 1,6%, valor em linha com os

verificados e previstos para a RNT. Já a REE terá perdas entre 1,5 e 2%, mas sem incluir a

transformação MAT/AT, o que pressupõe valores médios de algum modo mais elevados que os da

REN, S.A. e RTE.

A evolução futura do valor esperado das perdas num sistema de energia eléctrica, cuja estrutura se

modifica ao longo do tempo, é de difícil quantificação dada a incerteza associada aos factores

anteriormente mencionados. Contudo, por simulação probabilística da rede envolvendo um número

muito elevado de cenários possíveis é possível inferir uma estimativa dessa evolução e quantificar, de

algum modo, o valor futuro das perdas nos pressupostos de operação que se conhecem actualmente.

A REN, S.A. desenvolveu uma ferramenta de simulação cronológica e probabilística, o modelo

Zanzibar, que utiliza o método de Monte-Carlo na geração de cenários topológicos e de geração na

simulação de um ano de operação de uma rede de transporte de energia eléctrica e sistema produtor

a ela ligado.

O programa Zanzibar recorre a técnicas de optimização linear de forma a gerir o parque gerador

numa lógica de despacho económico, tendo em consideração diferentes regimes hidrológicos. O

programa simula também produção em regime especial como sejam a cogeração, a pequena hídrica

e a eólica. No que concerne a cenários topológicos, o programa considera planos de

indisponibilidades programadas de elementos e simula centenas de milhares de cenários de rede

pelo sorteio de indisponibilidades fortuitas de elementos de rede (geradores, e transformadores) ao

longo de um período de simulação de 8760 horas.

A simulação de centenas de milhares de cenários de rede, de carga e de perfis de geração, permite

avaliar não só o comportamento do sistema do ponto de vista global como também dos elementos

que o constituem como sejam trânsitos em vários corredores da RNT e em linhas de interligação,

perfis de geração, etc.

Por aplicação do programa Zanzibar na simulação cronológica e probabilística das redes e parques

produtores previstos referentes aos anos de 2006, 2008 e 2011 foi possível estabelecer bandas

expectáveis de variação no que concerne à evolução esperada das perdas tanto em valor absoluto

como em percentagem da energia entrada na RNT para regimes de hidraulicidade reduzida, média e



elevada. Os resultados obtidos para 2006, 2008 e 2011, encontram-se ilustrados nas

figuras 12-1 e 12-2. As gamas de valores apresentados para cada um dos anos resultam da

simulação cronológica e probabilística da rede para diferentes regimes de hidraulicidade.

FIGURA 12-1

EVOLUÇÃO DO VALOR ESPERADO DAS PERDAS NA RNT EM VALOR ABSOLUTO PARA OS ANOS DE 2006, 2008 E 2011.

* - Estimativa para 2005

Da análise da figura 12-1 conclui-se uma tendência para que o valor absoluto das perdas aumente

para valores compreendidos entre 800-880 GWh, o que é a situação esperada.

No que concerne ao valor relativo das perdas em relação à energia entrada na RNT, da análise da

figura 12-2 conclui-se uma tendência para que o valor relativo das perdas se situe em patamares

inferiores a 1.6% da energia entrada na rede.

Na variância dos valores apresentados para as perdas concorrem factores que são contraditórios. Por

um lado as medidas incluídas no presente Plano e inseridas em contextos específicos como sejam:

O aumento significativo da capacidade de compensação do factor de potência

O aumento do nível de consumo ligado aos 400 kV, casos das subestações de Alto de Mira,

Batalha, Bodiosa e Paraimo

A duplicação de linhas e estabelecimento de novas linhas com maior capacidade e de menor

resistência

600

650

700

750

800

850

900

2004 2006 2008 2011

Anos

Perd

as e

m v

alor

es a

bsol

utos

[GW

h]

670* ×

664 ×



FIGURA 12-2

EVOLUÇÃO DE PERDAS EM PERCENTAGEM DA ENERGIA ENTRADA NA RNT PARA OS ANOS DE 2006, 2008 E 2011

* - Estimativa para 2005

O aparecimento de novas subestações que irão apoiar as redes de distribuição numa óptica

em que a sua localização, características e entrada em funcionamento são objecto de uma

análise técnico-económica que visa uma optimização global do sistema e em que as perdas

das redes de transporte e distribuição são consideradas

A elevação de tensão de alguns corredores de linha

contribuem para que o valor esperado das perdas diminua.

No que concerne a factores ou cenários topológicos que são indutores de um aumento de perdas na

RNT estes dizem respeito:

À integração prevista de nova geração de energia renovável na RNT, que se encontra

localizada em zonas geográficas de reduzido consumo

Ao aumento esperado do consumo e da produção

Ao aumento dos montantes de energia de circulação de Norte para sul, da Galiza para o Sul

e centro de Espanha através da RNT

Tenha-se no entanto presente o facto de existirem factores de incerteza que podem levar a aumentos

de perdas neste momento imprevisíveis e, sobretudo, não controláveis pela REN, SA. A

1.30%

1.40%

1.50%

1.60%

1.70%

1.80%

2004 2006 2008 2011

Anos

Perd

as e

m p

erce

ntag

em

1,51* ×

1,56 ×



impossibilidade de realizar uma parte dos investimentos nos prazos especificados, o aparecimento de

novos centros produtores em localizações e períodos temporais diferentes dos que se conhecem

actualmente ou uma alteração dos padrões médios dos trânsitos no sentido do aumento da

importação podem elevar o nível futuro de perdas. O mesmo acontecerá com um eventual aumento

dos fluxos de circulação entre Espanha e Portugal.

Importa referir, por último, que as perdas numa rede de transporte não são o motivo directo para a

tomada de decisão de qualquer decisão de reforço de rede mas são e têm sempre sido um dos

factores económicos que são considerados na avaliação técnico-económica efectuada aos principais

projectos e opções futuras da rede de transporte.



Página em Branco


Condicionantes externas e riscos

13 CONDICIONANTES EXTERNAS E RISCOS

Foram já referidos neste Plano alguns casos que levantam maiores preocupações no que respeita a

riscos de concretização de investimentos motivados por causas externas, de que se destacam a

linha Tunes-Estói a 150 kV, a linha Sines – Portimão 3 a 400 kV (inicialmente explorada a 150 kV) e a

construção da terceira ligação a 220 kV à subestação de Trajouce, com origem na subestação de

Fanhões.

Neste capítulo são sintetizados os traços mais importantes da evolução e situação desses casos e

são feitas referências a mais algumas situações que se nos afiguram de maior delicadeza do ponto

de vista de riscos de conclusão nas datas previstas.

REFORÇO DOS 400 KV EM ALTO DE MIRA

Como já referido no capítulo 6, este problema encontra-se ultrapassado na sua quase totalidade, com

a primeira linha dupla de 400 kV Fanhões – Alto de Mira 4/5 já em serviço e bem assim as duas

primeiras unidades 400/60 kV de 170 MVA.

Falta concluir, neste empreendimento, a segunda linha dupla de 400+220 kV que resultará da

reconstrução da actual linha Fanhões – Alto de Mira 2 para se passar a dispor de segurança

completa e instantânea em contingência de 400 kV à subestação de Alto de Mira, o que importa que

venha a ocorrer tão cedo quanto possível. A actual data de Plano é 2006.

Sobre este projecto foi entretanto emitida DIA favorável condicionada. Parte das condições referem-

se a estudos complementares relacionados com o descritor ruído, já concluídos e já entregues no

Instituto do Ambiente. Tendo presente em alguns pontos do traçado a natureza semi-urbana

entretanto gerada, identifica-se o risco ao nível da eventual litigância por parte de proprietários. Deve

notar-se que toda a infra-estrutura de chegada à subestação de Alto de Mira, concelho de Amadora,

foi ambientalmente avaliada, licenciada e construída no âmbito do projecto da linha Fanhões – Alto de

Mira 4/5 e modificação de linhas a 220 kV junto àquela subestação.

REFORÇO DE ALIMENTAÇÃO A TRAJOUCE

A preparação da terceira ligação de 220 kV à subestação de Trajouce, cujos consumos mostram uma

tendência sustentada de crescimento a um elevado ritmo, encontra-se neste momento em processo

de AIA, passado que está a realização do respectivo projecto e EIA.



A data de conclusão desta linha mantém-se para 2006 como já constava do PIR 2004-09. A

envolvente urbana desta obra é de elevada complexidade ambiental, tendo a REN, S.A. procedido a

uma análise pormenorizada das diferentes situações tendo em vista criar as condições para uma AIA

com sucesso e a conclusão, embora difícil, desta obra no prazo previsto.

REFORÇOS DE ALIMENTAÇÃO A FERNÃO FERRO E MONTE DA CAPARICA

Na “margem sul” da Grande Lisboa, assinala-se a necessidade de estabelecimento de uma linha a

400 kV entre as subestações de Palmela e a zona de Fernão Ferro, de grande relevância para a

segurança global da RNT na região Sul e de garantia de abastecimento dos consumos na península

de Setúbal, em particular os concelhos de Almada, Seixal e Sesimbra. O facto desta ligação se

desenrolar em zonas objecto de planos de investimento em empreendimentos de tipo urbano-turístico

faz antever um grau de dificuldade elevado para o seu estabelecimento.

A REN, S.A. lançou um estudo de viabilidade técnica e ambiental, tendo por objecto consolidar

corredores, tipologia de apoios, etc., o qual está em fase de conclusão. São aqui particularmente

importantes os contactos prévios com as autarquias tendo por finalidade explicar o objectivo da infra-

estrutura e as condições para a sua realização.

Comentário semelhante poderá ser tecido para a construção de uma segunda ligação a 150 kV

(prevista para 2006) à futura subestação de Trafaria (anteriormente designada de Monte da

Caparica). Trata-se também de um projecto de muita elevada complexidade ambiental e técnica. O

Estudo de Impacte Ambiental e o projecto estão concluídos e seguirão para processo de AIA e de

licenciamento imediatamente. Salienta-se o desenvolvimento, em colaboração com a indústria

nacional, de uma solução nova de apoios de tipo tubular para 150 kV, como instrumento de melhor

integração no tecido urbano existente em quase toda a extensão desta ligação.

LINHA TUNES - ESTÓI

Tal como referido na anterior edição do Plano, a REN, S.A. tinha procedido em 2001 ao início de um

novo projecto e EIA para a linha Tunes – Estói a 150 kV com vista a um novo licenciamento, incluindo

o processo de AIA, em conformidade com a legislação ambiental. Em sequência do processo de AIA

foi emitida uma DIA favorável condicionada em 4 de Abril de 2003, optando por uma de duas

alternativas globais de traçado.

Por condição da própria DIA e contacto da AMAL em Maio do mesmo ano, a REN, S.A. iniciou um

processo de melhorias de traçado (mantendo-se o corredor aprovado) em colaboração com a AMAL

e os Municípios afectados, particularmente tendo por objecto a minimização de impactes sobre áreas



de aptidão turística (AAT). Como forma de minimização da extensão de percurso sobre o Concelho

de S. Brás de Alportel, o Concelho de Tavira, em sede da AMAL, propôs à REN, S.A. um traçado no

interior daquele concelho. Por esta razão e por análise e decisão do Instituto do Ambiente, devido à

extensão das alterações entretanto estudadas, o processo de pós-avaliação obteve um desenho

complexo em três troços, num dos quais com repetição do processo de AIA. A repetição deste

processo está em curso, esperando-se a sua conclusão e a obtenção da licença de estabelecimento

até ao final de 2005.

O longo processo de repetidos encontros e diálogo com diversas partes interessadas na região, em

particular as autarquias, tem contribuído para o esclarecimento quanto à importância e

indispensabilidade desta infra-estrutura. A REN, S.A. tem definido um objectivo de intervenção com

mobilização excepcional de meios em fase de construção, a fim de conseguir a construção e entrada

em serviço durante a primeira metade de 2006.

A falta de níveis adequados de segurança para a alimentação tanto da subestação de Estoi como da

de Tunes, decorrente do atraso, já de bastantes anos, na conclusão desta linha atinge níveis cada

vez mais preocupantes, em particular no que respeita à subestação de Estoi, para a qual existe uma

falta de capacidade de recurso, cada vez mais alargada, via rede de distribuição, em caso de falha da

linha dupla Ourique-Estoi, a única que alimenta aquela subestação.

A concretização de algumas medidas mitigadoras de recurso, entretanto já realizadas, como seja o

aumento de capacidade de compensação de reactiva nas subestações de Tunes e de Estói, evitou

uma maior degradação das condições de funcionamento a nível do transporte mas não resolve,

evidentemente, o problema de não existência de recurso integral ao abastecimento de Estoi, ou seja,

da cidade de Faro e de todo o Sotavento algarvio.

REFORÇO DE ALIMENTAÇÃO AO ALGARVE

Mantém-se neste Plano a estratégia de reforço de alimentação ao Algarve apresentada nos PIR

2002-07 e PIR 2004-09 com uma primeira parte que engloba a abertura da subestação de Portimão

em 2006 e uma primeira linha isolada a 400 kV entre aquela instalação e a subestação de Sines

(linha Sines – Portimão 3). A extensão da rede de 400 kV para nascente, ao longo do interior do

Algarve, constituirá o passo seguinte na concretização desta estratégia.

Trata-se de uma estratégia que terá de ser executada nos prazos previstos, dado os elevados valores

de taxas de crescimento dos consumos do Algarve, documentados no capítulo 2, que continuaram,

de há largos anos, a mostrar tendência sustentada nesse sentido.



A subestação de Portimão tem já DIA favorável condicionada, estando a sua localização também

previamente negociada com os proprietários. A obra iniciar-se-á brevemente.

Quanto à ligação isolada para 400 kV (linha Sines – Portimão 3) o processo de AIA está em fase de

conclusão, tendo tido também alguma complexidade quer de análise quer de modificações,

particularmente nos descritores de ecologia de avifauna (preservação da águia de Bonelli) e de

quirópteros.

REFORÇOS PARA RECEPÇÃO DE PRE

A conclusão atempada dos reforços da RNT destinados à recepção da PRE oferece também algum

risco em termos gerais, já que se podem criar situações de impossibilidade ou limitação temporária

de escoamento de componentes locais daquela produção. Neste quadro, é fundamental garantir que

o reforço da RNT e a nova capacidade PRE a instalar progridam de maneira harmónica e controlada,

evitando-se situações, mesmo temporárias de curta duração, de investimentos de PRE menos

produtivos ou no mínimo, de adiamentos no início da sua construção.

SÍNTESE CONCLUSIVA

Para que a REN, S.A. possa continuar a cumprir a sua missão, é necessário que todos os parceiros

(Autarquias, Ministérios responsáveis pelo Ambiente, pelo Ordenamento do Território e pelo

Desenvolvimento Regional e restantes “stakeholders”), no conhecimento das necessidades

identificadas neste Plano e no respeito do interesse público, das normas de segurança e de

ambiente, com particular ênfase para as questões de ordenamento e de previsão de espaços canal

destinados às infra-estruturas da RNT, contribuam para um quadro de sustentabilidade através de

uma gestão racional e equilibrada dos impactes ambientais, por forma a ser possível a conclusão nos

prazos adequados dos projectos que figuram neste Plano.


Valores dos investimentos previstos

14 VALORES DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS

Neste capítulo apresenta-se a discriminação e a análise dos valores dos projectos de investimento,

específico ou não específico, consignados neste Plano ao longo do período de 2006 a 2011. O

investimento específico está subdividido de acordo com agregações por diferentes tipos de natureza

e de finalidade.

Recorda-se que o Plano inclui, no seu período indicativo, projectos cuja data de entrada em serviço

se situa para além de 2011 mas cuja repercussão orçamental se reflecte em anos anteriores, em

particular com um impacto mais significativo nos anos de 2010 e 2011.

As verbas indicadas referem-se, salvo indicação em contrário, a custos directos externos (CDE)

preços constantes de Janeiro de 2006. Os custos directos externos englobam exclusivamente

pagamentos ao exterior da Empresa não incluindo, por conseguinte, nem encargos de gestão e de

estrutura (que são englobados nos custos técnicos) nem os encargos financeiros.

14.1 DESAGREGAÇÃO GLOBAL DOS INVESTIMENTOS

O investimento específico encontra-se dividido, como nas anteriores edições do PIR e agora de

acordo com a Norma Complementar 13 do despacho 05/2005 da ERSE (complementar ao

Regulamento Tarifário), nas classes AEE (Aquisição de Energia Eléctrica), TEE (Transporte de

Energia Eléctrica) e GGS (Gestão Global do Sistema). As duas últimas classes têm diferentes sub-

divisões, consoante a finalidade do projecto.

Embora cada projecto de TEE específico continue a ser catalogado, tal como no PIR anterior, de

acordo com o seu objectivo principal, no presente Plano o valor aparece depois desagregado com

base em percentagens tendo presente cada uma das finalidades a que se destina. As diferentes

finalidades de projectos deste tipo assumidas neste Plano são:

1 – Ligação a grandes centros produtores

Grande hídrica Grande térmica

2 – Ligação a PRE 3 – Reforço da capacidade de interligação 4 – Ligação à distribuição vinculada 5 – Clientes e modificações para terceiros

6 – Reforço interno da RNT

Desenvolvimento da RNT Remodelação de instalações Sistemas e equipamentos secundários

7 – Meios de gestão de reactiva 8 – Promoção ambiental

No anexo 7 é apresentada a repartição dos encargos de cada projecto pelos diferentes objectivos que

precipitaram, em maior ou menor grau, a sua realização. Contudo, esta repartição é de certo modo



qualitativa visando, sobretudo, dar uma panorâmica geral de como é que o investimento regulado da

REN se distribui pelos diferentes objectivos indicados. Os valores resultantes desta divisão, sendo

apenas aproximados, não podem, pois, servir para a definição rigorosa de verbas a ser assumidas

por clientes ou promotores para efeitos legislativos ou regulamentares, para o que será sempre

necessário recorrer a orçamentos e análises específicas mais detalhadas.

Optou-se por uma quantificação de repartição de encargos com base numa escala de cinco níveis -

0, 25, 50, 75 e 100% - que se afigura adequada para esta desagregação, tendo em conta os

objectivos gerais de um Plano deste tipo, da verba total de investimento por aquelas diferentes

finalidades. A classificação é feita atendendo ao conhecimento técnico dos objectivos de cada

projecto de investimento inserido no funcionamento global da RNT.

Com uma lógica deste tipo os resultados das verbas atribuídas dão uma melhor ideia global de como

os investimentos se repartem pelas citadas finalidades, face à metodologia adoptada no PIR 2002-07

em que a verba de cada projecto era assignada na totalidade à sua finalidade principal.

O montante total de investimento regulado, específico e não específico, é de 1080 M€ para o período

de 2006 a 2011, a custos directos externos a preços constantes de Janeiro de 2006, repartidos

anualmente por actividade e por grandes agregados de acordo com o quadro 14-1 (quadro já

apresentado no “Sumário Executivo”).

A custos directos externos, e tal como decorre da figura 14-1, a larga maioria, 94% (1012 M€) do total

dos investimentos é afecta à actividade TEE específica e, desse montante, a maior parte, mais de

89%, encontra-se repartida pelas rubricas “Ligação de PRE” (159 M€), “Reforço da Capacidade de

Interligação” (119 M€), “Ligação à Distribuição Vinculada” (279 M€) e “Reforço Interno da RNT”

(350 M€), o qual se subdivide nas sub-rúbricas “Desenvolvimento da Rede” (215 M€), “Remodelação

de Instalações” (130 M€) e “Sistemas e Equipamentos Secundários” (4.8 M€).

Figura 14 - 1 Síntese de repartição de investimentos previstos 2006-2011

Total de Investimento Regulado

Transporte de energia eléctrica

94%

Inves tim ento nãoespecífico

0.91%

Aquis ição de energia eléctrica

2.27%Gestão Global do Sis tem a2.97%


Sistemas de informação0.1%


27.5%

Clientes e outros2.5%


0.5%

Ligação de PRE15.7%


7.7%

Promoção ambiental0.2%


11.8%

Desenvolvimento da rede

21.2%

Remodelações12.8%



Quadro 14 - 1 Síntese de investimentos previstos 2006-2011

Custos directos externos, a preços constantes de Janeiro de 2006

Unidade: €

Anos

Investimentos regulados (custos directos externos) 2006 2007 2008 2009 2010 2011

TOTAIS

I – INVESTIMENTO ESPECÍFICO

1. Aquisição de energ. eléctrica (AEE) 1.a Terrenos para centros

produtores 1 442 000 1 990 000 6 036 000 6 348 000 4 105 000 4 434 000 24 355 000

Total AEE específico 1 442 000 1 990 000 6 036 000 6 348 000 4 105 000 4 434 000 24 355 000

2 Transporte de energ eléctrica (TEE)

2 a Ligação a grande c produtores

2 a 1 Grande hídrica 3 515 447 523 617 3 672 733 4 003 592 4 074 835 12 795 475 28 585 698

2 a 2 Grande térmica 2 134 610 1 930 960 1 194 827 8 639 492 19 870 059 16 097 721 49 867 668

2 b Ligação a PRE 41 611 746 38 274 706 47 601 399 26 509 028 3 164 293 1 953 360 159 114 531

2 c Reforço da cap interligação 13 122 813 20 356 951 30 374 742 34 865 816 16 912 428 3 840 695 119 473 444

2 d Ligação à distribuição vinculada 54 944 551 80 711 663 37 255 100 42 268 214 41 386 575 22 115 091 278 681 194

2 e Clientes e modificações p/ terceiros

Novas alimentações – REFER 359 129 0 0 0 0 0 359 129

RAVE 0 42 269 99 829 1 477 187 14 874 702 8 154 904 24 648 891

2 f Reforço interno da RNT

Desenvolvimento da rede 67 721 862 24 309 416 38 164 529 50 868 560 28 042 481 5 463 639 214 570 486

Remodelação de instalações 13 928 806 24 858 672 27 624 542 19 190 799 24 055 232 20 505 753 130 163 804

Sist e equipa secundários 2 383 403 1 024 000 512 000 307 200 307 200 307 200 4 841 003

2 g Meios de gestão de reactiva (1)

2 h Promoção ambiental 378 460 839 458 0 202 750 531 919 0 1 952 588

Total TEE específico 200 100 826 192 871 711 186 499 701 188 332 638 153 219 724 91 233 837 1 012 258 437

3 Gestão global do sistema (GGS)

3 a Gestor do Sistema 409 600 409 600 409 600 409 600 409 600 409 600 2 457 600

3 b Gestor de Ofertas 1 363 367 0 0 0 0 0 1 363 367

3 c Telecomunicações de segurança 4 648 960 4 648 960 4 648 960 4 648 960 4 648 960 4 648 960 27 893 760

Total GGS específico 6 421 927 5 058 560 5 058 560 5 058 560 5 058 560 5 058 560 31 714 727

TOTAL DE INV ESPECÍFICO 207 964 753 199 920 271 197 594 261 199 739 198 162 383 284 100 726 397 1 068 328 164

II – INVEST NÃO ESPECÍFICO

TOTAL DE INV NÃO ESPECÍFICO 3 927 498 1 785 585 1 961 137 1 098 678 1 403 547 1 595 158 11 771 603

TOTAL INV REGULADO (I + II) 211 892 251 201 705 856 199 555 398 200 837 876 163 786 831 102 321 555 1 080 099 767

Comparticipações (Natureza)

PRE 3 159 935 0 0 0 0 0 3 159 935

REFER 350 712 0 0 0 0 0 350 712Programa de incentivos (PRIME)

Aprovado ou em aprovação 11 879 631 8 912 545 2 462 071 0 0 0 23 254 247

Estimado 16 398 720 15 112 365 22 545 361 18 157 303 647 717 534 875 73 396 341

Redes Transeuropeias (TEN)

Aprovado ou em aprovação 194 142 392 158 0 0 0 0 586 300

Estimado 29 620 239 936 577 433 835 524 0 0 1 682 513

(2) A verba com esta rubrica não é adicionada aos totais pois ela já se encontra repartida pelas outras rubricas de TEE



14.2 COMPARAÇÃO COM O PLANO ANTERIOR

Para dar uma perspectiva evolutiva do investimento por natureza, apresenta-se no quadro 14-2 o

resumo dos valores comparativos deste Plano com o anterior.

Quadro 14 - 2 Investimento por natureza

Comparação entre o Plano actual e o anterior Unidade: M€

Total de Investimento Específico

Planos de Investimento da RNT Natureza

2006/11 2004/09 ∆[%]

AEE 24,4 17,8 36,8%

TEE 1012,3 927,8 9,1%

GGS 31,7 9,2 244,6%

Em termos globais verificou-se uma subida de 967 M€ do PIR 2004-09 para o valor de 1080 M€ do

presente Plano a qual, em termos percentuais representa 11.7%. Tendo em conta a subida do nível

de preços desde 2004 para 2006, que poderá rondar os 5 a 6%, pode considerar-se que a presente

proposta de Plano apenas internaliza uma muito ligeira subida do esforço de investimento, de cerca

de 5%, face ao Plano anterior.

Há, isso sim, uma maior concentração de projectos nos quatro primeiros anos do PIR, com um

decréscimo mais nítido no ano de 2011, e que se traduz, de facto, pela necessidade de um maior

esforço comparativo, construtivo e financeiro para os anos de 2006 a 2009.

• Aquisição de Energia Eléctrica (AEE)

Para o período de 2006 a 2011 encontra-se prevista a verba de 24.4 M€, superior à que havia sido

prevista no Plano anterior para o período 2004-09 em cerca de 36.8%.

A razão para este facto prende-se fundamentalmente com a sub-avaliação que tinha sido

efectuada para os terrenos do aproveitamento do Baixo Sabor que agora se cifram na casa dos

16.7 M€.



• Transporte de Energia Eléctrica (TEE)

Esta rubrica do investimento regulado sofreu variações nas suas componentes, as quais reflectem,

naturalmente, as novas tendencias de evolução do Sector Eléctrico.

O quadro 14-3 ilustra os valores comparativos dos dois últimos Planos.

Quadro 14 - 3 Investimento TEE por natureza

Comparação entre o Plano actual e o anterior Unidade: M€

TEE Específico por Finalidade

Componentes Planos de Investimento da RNT

2006/11 2004/09 ∆[%]

Ligação a grandes centros produtores 78,5 41,5 89,2%

Ligação a PRE 159,1 145,2 9,6%

Ref. da cap. de interligação 119,5 101,4 17,9%

Ligação à dist. vinculada 278,7 267,0 4,4%

Clientes e modificações para terceiros 25,0 48,1 -48,0%

Reforço interno da RNT

- Desenvolvimento da rede 214,6 247,4 -13,3%

- Remodelação das instalações 130,2 70,1 85,7%

- Sist. e equip. secundários 4,8 4,8 0,0%

A rubrica “Ligação a Grandes Centros Produtores” teve um assinalável crescimento que se deveu

principalmente à inclusão no novo período (2006-2011) dos projectos de ligação de novas centrais

em Lavos (~ 19 M€), Tapada do Outeiro (~ 8 M€) e Sines (~ 10 M€).

A rubrica “Ligação à PRE” sofreu um crescimento da ordem de 10% que teve origem, para além

da natural subida de preços de 2004 para 2006, à passagem da meta indicativa de 3750 MW de

potência eólica instalada em 2010 para o novo valor de 4500 MW.

• Clientes e modificações para terceiros

Esta componente apresenta uma redução significativa face ao Plano anterior devido,

principalmente, à não consideração do projecto de desvio de linhas motivado pelo novo aeroporto

de Lisboa, que representava 47.7 M€ no PIR 2004-09.

Por seu lado, a inclusão do projecto ferroviário AVE, não se traduz ainda, até 2011, num impacto

significativo (8.2 M€).



• Reforço interno de rede

Nesta componente o valor de investimento no período de 2006 a 2011 é de 350 M€, cerca de 8%

superior ao correspondente do Plano anterior, acompanhando na prática a evolução dos preços.

Há, no entanto, uma maior atribuição de verba à vertente “Remodelação de Instalações”, a qual

reflecte um maior esforço na modernização de equipamentos, tendo em vista a melhoria do

desempenho da RNT. Em particular, pode destacar-se o plano mais alargado de remodelação de

linhas eléctricas aéreas que, neste Plano, envolve a verba média anual de 4,6M€.

• Reforço da capacidade de interligação

Esta componente regista um crescimento de 18% que resulta do objectivo mais ambicioso traçado

para o reforço das interligações Portugal – Espanha. Em particular surgem duas novas linhas a

400 kV no ano de 2010 (Galiza – Minho e Algarve – Andaluzia) grandemente responsáveis pelo

acréscimo desta rubrica.

• Ligação à distribuição vinculada

O montante total atribuído a esta rubrica de 275 M€, da ordem de grandeza do valor do Plano

anterior, reflecte a política coordenada entre ambas as Empresas (REN, S.A. e EDIS) da melhoria

contínua de identificação de projectos na fronteira transporte – distribuição que demonstrem a sua

valia técnico-económica.

• Investimento anual da componente TEE

Neste ponto, ilustrado na figura 14 – 2, são apresentados os níveis de investimento por ano em

TEE. Face ao Plano anterior é nítido o esforço da REN, SA em aumentar os seus níveis de

investimento a que corresponde também o seu empenhamento para o cumprimento, na sua área

de responsabilidade, de objectivos nacionais no campo da integração de elevados montantes de

energia renovável nas redes, no aumento da capacidade de interligação internacional, ao mesmo

tempo que continua a assegurar a operação da rede de transporte interligada com adequados

níveis de segurança global e qualidade de fornecimento de energia eléctrica aos clientes.

O decaimento do montante de investimento no ano de 2011 pode encontrar justificação numa

identificação ainda não completa dos projectos de 2012 em diante (que têm repercussão em 2011)

e que, naturalmente, com a proximidade temporal desse horizonte serão melhor caracterizados.



139158

176 168

125140

200 192 186 188

153

91

146166

185177

131147

0

50

100

150

200

250

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Anos

TEE

em M

€

PIR 2004/09(Preços de Jan 2004) PIR 2006/11

(Preços de Jan 2006)

PIR 2004/09(Preços de Jan 2006)

14.3 INVESTIMENTOS COMPARTICIPADOS

Nesta rubrica são incluídos três tipos de verbas: as realizadas exclusivamente para terceiros e que

são pagas à REN, S.A. na íntegra, as que resultam do programa de incentivos do Ministério da

Economia e Inovação (PRIME) e do “Programa de Desenvolvimento das Redes Transeuropeias”

(TEN).

Uma componente dos projectos pagos a 100% pelos promotores é a relacionada com a construção

de painéis em subestações da RNT para a recepção de PRE no montante total já aprovado de

3.16 M€ em 2006, correspondente a 12 painéis de linha.

Figura 14 - 2

Valores de investimento TEE Comparação entre o Plano actual e anterior

Unidade: M€

A outra componente prende-se com as obras efectuadas ou a efectuar para a rede ferroviária da

REFER cujo montante deste Plano é de 0.35 M€, correspondente à subestação da Fatela (Fundão),

que deverá estar concluída em 2006.

Quanto ao PRIME as verbas já aprovadas ou em aprovação cifram-se em 23.25 M€, estimando-se

ainda um montante adicional de novas verbas de 73.40 M€ no período de 2006 a 2009,

fundamentalmente relacionados com projectos de reforço de rede para ligação de PRE.

No que se refere ao programa TEN a verba já aprovada ou em aprovação é de 0.59 M€, prevendo-se

uma montante candidato adicional de 1.68 M€ para investimentos relacionados com o reforço da

capacidade de interligação.



Nestas condições o total de investimento comparticipado poderá vir a situar-se num valor aproximado

da ordem dos 102 M€, a custos directos externos a preços de Janeiro de 2006, valor que é superior

ao do Plano anterior que era de 86 M€ desde que descontada a participação, na altura pressuposta,

para o desvio de linhas de 220 e 400 kV induzido pelo novo aeroporto de Lisboa.

PLANO DE INVESTIMENTOS DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE · de Transporte 2006 – 2011, para permitir...

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