Plano de Emergência
para o
Sistema Nacional de Gás Natural
SUMÁRIO EXECUTIVO
1. INTRODUÇÃO
O Regulamento Nº994/2010 de 20 de Outubro, do Parlamento Europeu e do Conselho, estabelece as
disposições destinadas a garantir a segurança de abastecimento e o correcto funcionamento do
mercado interno de gás natural.
No documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal” foi
efectuada a avaliação de riscos de acordo com o artigo 9.º do Regulamento N.º 994/2010 e, no
seguimento dessa avaliação, foi elaborado o presente Plano de Emergência (PE) que caracteriza os
níveis de crise, especifica os fluxos e as obrigações em matéria de informação impostas às empresas
de gás natural, e detalha as medidas de actuação para cada um dos níveis de crise, de acordo com o
papel e as responsabilidades dos intervenientes no sistema.
O presente documento foi elaborado de acordo com o Artigo 10º, “Planos de emergência e níveis de
crise”, do Regulamento N.º 994/2010, tendo sido adoptada a metodologia e as recomendações
constantes no documento Preventive Action Plan and Emergency Plan – Good Practices do Joint
Research Centre, e encontra-se alinhado com o Plano Preventivo de Acção, que teve em consideração
o plano decenal de desenvolvimento da rede europeia – Ten Year Network Development Plan – TYNDP
2011-2020 e o Gas Regional Investment Plan - GRIP 2011-2020, elaborados no âmbito da cooperação
europeia e regional, designadamente através do ENTSO-G e SGRI.
Antes da aprovação dos planos referidos anteriormente, a autoridade competente deverá proceder ao
intercâmbio dos respectivos projectos de planos preventivos de acção e de planos de emergência e
consultar as suas congéneres ao nível regional adequado, bem como a Comissão, para se certificar de
que os seus projectos de planos e medidas não são incongruentes com os planos preventivos de acção
e com os planos de emergência dos demais Estados-Membros e de que respeitam o presente
regulamento e as demais disposições do direito da União.
O Plano de Emergência deve ser actualizado de dois em dois anos, devendo reflectir a avaliação de
riscos mais recente.
2. PLANO DE EMERGÊNCIA
Procedeu-se
à
identificação
das
entidades
e
organizações
envolvidas,
atribuindo-lhes
as
responsabilidades e competências no âmbito do Plano de Emergência. A descrição não pretende ser
exaustiva, focando-se apenas, e preferencialmente, nas responsabilidades e competências relevantes
para o presente documento. As atribuições e competências da autoridade competente, no âmbito do
Regulamento N.º 994/2010, são atribuídas à Direcção de Geral de Energia e Geologia (DGEG). São
ainda envolvidas, directa ou indirectamente, as seguintes entidades:
i
•
Entidades oficiais
Comissão Europeia (CE), Ministério da Economia e Emprego (MEE), e a Entidade Reguladora dos
Serviços Energéticos (ERSE).
•
Operadores de Infra-estruturas
REN Gasodutos (Gestor Técnico Global do SNGN – GTG), REN Armazenagem, REN Atlântico,
Transgás Armazenagem, Gestor do Sistema de GN em Espanha (Enagas), REN Eléctrica (Gestor
do Sistema do SEN) e os Operadores das redes de distribuição (ORD - Beiragás, Dianagás,
Duriensegás, Lisboagás, Lusitaniagás, Medigás, Paxgás, Portgás, Setgás, Sonorgás, Tagusgás).
•
Importadores, Agentes de Mercado e Clientes Directos
A Direcção de Geral de Energia e Geologia (DGEG), no papel de autoridade competente, e o Gestor
Técnico Global do SNGN (GTG) assumem, através da criação do Comité de Crise do Gás Natural
(CCGN), um papel central na coordenação e execução do Plano de Emergência, garantindo a
articulação dos diversos intervenientes envolvidos, designadamente o Ministério da Economia e do
Emprego (MEE), a Comissão Europeia (CE), a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), o
Gestor Técnico Global do SEN, o Gestor Técnico do Sistema Espanhol, os Operadores das Redes de
Distribuição de Gás Natural (ORD), os Agentes de Mercado (AM), os importadores de GN e os
Consumidores, sejam eles Clientes Directos (AP) ou Clientes da RNDGN.
Tendo por base as condições de operação normal e os três níveis de crise considerados no artigo 10º
Planos de emergência e níveis de crise, do Regulamento N.º994/2010, detalham-se as medidas de
actuação de acordo com o papel e as responsabilidades dos intervenientes no sistema, para cada um
dos níveis de crise:
Nível de alerta precoce – Quando existem informações concretas, sérias e fiáveis de que pode
produzir-se um acontecimento susceptível de deteriorar significativamente a situação do
aprovisionamento e de activar o nível de alerta ou de emergência;
Nível de alerta – Quando se produz uma perturbação do aprovisionamento ou um aumento
excepcional da procura de gás que deteriore significativamente a situação do aprovisionamento,
mas o mercado ainda tem condições para fazer face a essa perturbação ou a esse aumento da
procura sem ser necessário recorrer a medidas não baseadas no mercado.
Nível de emergência - Quando se produz um aumento excepcional da procura de gás, uma
perturbação significativa do aprovisionamento ou qualquer outra deterioração significativa da
situação do aprovisionamento e já foram postas em prática todas as medidas relevantes baseadas
no mercado, mas o aprovisionamento continua a ser insuficiente para dar resposta à restante
procura de gás, de tal modo que têm de ser tomadas medidas adicionais não baseadas no
mercado para salvaguardar, nomeadamente, o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos.
ii
O Plano de Emergência inclui as seguintes medidas para atenuar o impacto dos níveis de crise
referidos no parágrafo anterior:
Medidas de operação normal
•
Utilização da flexibilidade operacional da RNTGN e das restantes infra-estruturas da RNTIAT;
•
Utilização do OBA (Operation Balance Agreement) do Acordo de gestão técnica conjunto das
interligações de Campo Maior / Badajoz e Valença do Minho / Tuy;
•
Utilização do “Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN”.
Medidas adicionais do nível de alerta precoce
•
Monitorização do nível de alerta de desequilíbrio do Sistema;
•
Acompanhamento junto das fontes de informação.
Medidas adicionais baseadas no mercado
•
Utilização da flexibilidade na importação;
•
Utilização de diferentes fontes de gás e de vias de aprovisionamento;
•
Utilização de gás comercial armazenado no AS do Carriço por parte dos agentes de mercado;
•
Actividades da Gestão Técnica Global do SNGN e de acesso às infra-estruturas.
Medidas adicionais não baseadas no mercado
•
Utilização de electricidade produzida a partir de fontes distintas do gás;
•
Intensificação da coordenação das actividades de despacho dos TSO REN e Enagas;
•
Interruptibilidade dos produtores de electricidade / Substituição obrigatória do combustível –
“Fuel switching”;
•
Mobilização das reservas de segurança;
•
Interruptibilidade de clientes - ligados à RNTGN e à RNDGN;
•
Actividades de coordenação com os operadores das redes de distribuição e com os Agentes de
Mercado;
•
Implementação de campanhas informativas.
Os cenários de risco que foram identificados no documento de “Avaliação dos riscos que afectam o
aprovisionamento de gás natural em Portugal” foram objecto de uma análise mais detalhada, de
modo a efectuar uma avaliação do impacto das medidas a adoptar para fazer face a cada cenário. Os
cenários de risco são:
• Falha no TGNL de Sines;
• Falha na interligação de Campo Maior;
• Rupturas no gasoduto em locais críticos ou de potencial congestionamento na RNTGN;
• Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros.
iii
A cooperação regional entre a REN e a Enagas é fundamental para a atenuação do impacto de todos
os cenários de risco identificados. Esta cooperação será tanto mais importante quanto maior for o
impacto dos cenários de risco, que será avaliado em função da capacidade deficitária nos pontos de
oferta do SNGN e também da própria configuração da RNTGN, e traduz-se, quer na criação de
condições para que o mercado possa, por si só, fazer face aos cenários de risco, quer em medidas de
operação das infra-estruturas que permitam maximizar a capacidade de aprovisionamento de ambos
os sistemas de gás natural.
As medidas apresentadas no Plano de Emergência permitem fazer face aos cenários de risco
identificados e salvaguardar o aprovisionamento aos Clientes Protegidos do SNGN, até que novas
infra-estruturas sejam colocadas em operação. Algumas delas, designadamente o recurso à
interrupção de consumos, requerem o desenvolvimento complementar de um quadro legislativo e
regulamentar específico. Recomenda-se a implementação da estrutura funcional preconizada ao nível
do Plano de Emergência que permite operacionalizar as medidas destinadas a fazer face aos cenários
de risco identificados e aos níveis de crise definidos.
iv
ÍNDICE
SUMÁRIO EXECUTIVO ................................................................... i 1. INTRODUÇÃO ..................................................................... 7 2. OBJECTIVOS ...................................................................... 8 3. RESPONSABILIDADES E COMPETÊNCIAS ..................................... 9 3.1 AUTORIDADE COMPETENTE .............................................................. 9 3.2 ENTIDADES ENVOLVIDAS ................................................................ 10 3.3 GESTOR OU CÉLULA DE CRISE .......................................................... 11 4. DIAGRAMA FUNCIONAL / FLUXO DE INFORMAÇÃO ...................... 13 5. NÍVEIS DE CRISE ............................................................... 19 5.1 OPERAÇÃO NORMAL DO SISTEMA ...................................................... 19 5.2 MONITORIZAÇÃO COM ALERTA DE DESEQUILIBRIO DO SISTEMA .................. 20 5.3 NÍVEL DE ALERTA PRECOCE ............................................................ 21 5.4 NÍVEL DE ALERTA ........................................................................ 23 5.5 NÍVEL DE EMERGÊNCIA .................................................................. 26 6. PLANO DE EMERGÊNCIA – IMPACTO REGIONAL .......................... 30 6.1 IMPACTO REGIONAL DOS CENÁRIOS DE RISCO ....................................... 30 6.2 IMPACTO REGIONAL DAS MEDIDAS DO PLANO DE EMERGÊNCIA ................... 31 7. CONSIDERAÇÕES FINAIS ...................................................... 33 GLOSSÁRIO - Anexo I – Lista de Entidades - Anexo II – Cenários de Risco
- Anexo III – Acordo de Assistência Mútua ENAGAS / REN v
1. INTRODUÇÃO
O Regulamento Nº994/2010 de 20 de Outubro, do Parlamento Europeu e do Conselho, estabelece as
disposições destinadas a garantir a segurança de abastecimento e o correcto funcionamento do
mercado interno de gás natural.
No documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal” foi
efectuada a avaliação de riscos de acordo com o artigo 9.º do Regulamento, onde foram identificados
os riscos que afectam a segurança do aprovisionamento de gás.
No seguimento dessa avaliação, deverá ser aprovado e publicado pela autoridade competente – DGEG
- um Plano Preventivo de Acção (PPA) que inclua as medidas necessárias para eliminar ou atenuar os
riscos identificados. Para o efeito, foram consultadas as empresas de gás natural, as organizações
representativas dos interesses dos clientes domésticos e dos clientes industriais de gás relevantes e a
entidade reguladora nacional (ERSE).
A DGEG é igualmente responsável pela elaboração de um Plano de Emergência (PE) que, em função
dos níveis de crise identificados, enquadra os procedimentos e as medidas detalhadas a tomar para
eliminar ou atenuar os efeitos de uma perturbação no aprovisionamento de gás. Este plano identifica
as acções a empreender para atenuar os impactes ao nível do abastecimento de gás natural e a
eventual necessidade de contribuição de medidas não baseadas no mercado.
De acordo com o artigo 4.º do Regulamento, antes da aprovação dos planos referidos anteriormente,
a DGEG deverá proceder, até 3 de Junho de 2012, ao intercâmbio dos respectivos projectos de planos
preventivos de acção e de planos de emergência e consultar as suas congéneres ao nível regional
adequado, bem como a Comissão, para se certificar de que os seus projectos de planos e medidas não
são incongruentes com os planos preventivos de acção e com os planos de emergência dos demais
Estados-Membros e de que respeitam o presente regulamento e as demais disposições do direito da
União.
O Plano de Emergência é aprovado e tornado público o mais tardar em 3 de Dezembro de 2012,
devendo ser notificado sem demora à Comissão. Deve ser actualizado de dois em dois anos e reflectir
a avaliação de riscos mais recente.
7
2. OBJECTIVOS
No Plano de Emergência caracterizam-se os níveis de crise, especificam-se os fluxos e as obrigações
em matéria de informação impostas às empresas de gás natural, e detalham-se as medidas de
actuação para cada um dos níveis de crise – alerta precoce, alerta e emergência - de acordo com o
papel e as responsabilidades dos intervenientes no sistema.
O presente documento foi elaborado de acordo com o Artigo 10º, “Planos de emergência e níveis de
crise”, do Regulamento N.º 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho de 20 de Outubro de
2010, tendo sido adoptada a metodologia e as recomendações constantes no documento Preventive
Action Plan and Emergency Plan – Good Practices do Joint Research Centre.
O Plano de Emergência encontra-se alinhado com o Plano Preventivo de Acção, que teve em
consideração o plano decenal de desenvolvimento da rede europeia – Ten Year Network Development
Plan – TYNDP 2011-2020 e o Gas Regional Investment Plan - GRIP 2011-2020, elaborados no âmbito da
cooperação europeia e regional, designadamente através do ENTSO-G e SGRI.
8
3. RESPONSABILIDADES E COMPETÊNCIAS
Neste capítulo identificam-se as entidades e organizações envolvidas no Plano de Emergência e
descrevem-se as suas responsabilidades e competências. Esta descrição não pretende ser exaustiva,
focando-se apenas, e preferencialmente, nas responsabilidades e competências relevantes para o
presente Plano de Emergência. Apresenta-se também um diagrama de relacionamento funcional entre
as entidades e organizações envolvidas no Plano de Emergência, assim como o fluxo de informação
necessário para a respectiva operacionalização.
3.1 AUTORIDADE COMPETENTE
A Direcção Geral de Energia e Geologia (DGEG) é a autoridade competente para efeitos das
disposições relativas ao Regulamento Nº 994/2010 de 20 de Outubro, do Parlamento Europeu e do
Conselho. A esta entidade compete assegurar, em situação normal, a coordenação do planeamento da
preparação do País para situações de carência grave no abastecimento energético e, em situação de
crise, assegurar a execução dos procedimentos e medidas adoptadas. Compete-lhe ainda
desempenhar as missões que no âmbito da Agência Internacional de Energia (AIE), da Comissão
Europeia (CE) e da Organização do Tratado do Atlântico Norte (OTAN) incumbem às organizações
nacionais responsáveis pela preparação e execução das medidas e procedimentos acordados para a
gestão de situações de crise energética. Compete-lhe também assegurar o desenvolvimento dos
planos de restrição aos consumos e outras medidas e instrumentos para a gestão de crises
energéticas, pelo estudo e proposta de legislação requerida para a execução de medidas em situação
de emergência energética.
De acordo com o artigo 10.º do Regulamento Nº994/2010, a autoridade competente – DGEG – deverá
assegurar que:
a) Não sejam introduzidas medidas que restrinjam indevidamente os fluxos de gás no mercado
interno, seja qual for a circunstância;
b) Não sejam introduzidas medidas susceptíveis de comprometer gravemente a situação do
aprovisionamento de gás noutro Estado-Membro; e
c) Seja mantido o acesso transfronteiriço às infra-estruturas, nos termos do Regulamento (CE) n.º
715/2009, na medida em que for viável do ponto de vista técnico e da segurança, de acordo com
o plano de emergência.
Compete ainda à autoridade competente – DGEG – assegurar a representação junto do Grupo de
Coordenação do Gás (GCG) para efeitos do disposto no artigo 12.º do Regulamento Nº 994/2010, que
tem por missão facilitar a coordenação das medidas relativas à segurança do aprovisionamento de gás
e assistir a Comissão em questões como a avaliação do PPA e do PE.
9
3.2 ENTIDADES ENVOLVIDAS
Comissão Europeia (CE)
No contexto do Regulamento Nº 994/2010, a Comissão tem um papel importante a desempenhar na
eventualidade de uma emergência, quer a nível da União quer a nível regional. Compete à Comissão a
monitorização em permanência das medidas relativas à segurança do aprovisionamento de gás,
designadamente as que decorrem da avaliação de riscos e dos planos preventivos e acção e de emergência.
Para efeitos do presente Plano de Emergência, considera-se como fazendo parte da Comissão, o Centro de
Monitorização e Informação da Protecção Civil da Comissão, para cumprimento do ponto 5 do artigo 10.º
Planos de emergência e níveis de crise, e o Grupo de Coordenação do Gás (GCG) para efeitos do
disposto no artigo 12.º do Regulamento Nº 994/2010.
Ministério da Economia e do Emprego (MEE)
O Ministério da Economia e do Emprego é a autoridade nacional responsável por gerir as crises
energéticas em Portugal, através das competências atribuídas à DGEG.
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE)
Esta entidade é responsável pela regulação dos sectores do gás natural e da electricidade. No exercício da
sua actividade tem por missão proteger adequadamente os interesses dos consumidores em relação a
preços, qualidade de serviço, acesso à informação e segurança de abastecimento, fomentar a concorrência
eficiente, nomeadamente no quadro da construção do mercado interno da energia, garantindo às empresas
reguladas o equilíbrio económico-financeiro no âmbito de uma gestão adequada e eficiente, estimular a
utilização eficiente da energia e a defesa do meio ambiente.
Gestor Técnico Global do SNGN (GTG)
A actividade de gestão técnica global do SNGN é exercida pela REN Gasodutos, que é responsável pela
operação da RNTGN, garantindo o abastecimento de gás nos pontos de entrega da rede e o equilíbrio
entre a oferta e a procura. O GTG do SNGN garante a coordenação sistémica das infra-estruturas que
constituem o SNGN, de modo a assegurar o respectivo funcionamento integrado e harmonizado, assim
como assegurar a segurança e a continuidade do abastecimento de gás natural. No âmbito deste
Plano de Emergência, destaca-se o direito desta entidade exigir o estrito cumprimento das instruções
que emita para a correcta exploração do sistema, de modo a garantir a adequada cobertura da
procura.
Gestor Técnico Global do SEN (GS do SEN)
O Gestor Técnico Global do SEN da Rede Eléctrica pertence à REN Eléctrica e é responsável pela
operação da rede eléctrica de muito alta tensão e pelas actividades de gestão técnica global do SEN,
assim como pela compensação de desequilíbrios do mercado de energia eléctrica.
10
Gestor Técnico do Sistema de Gás em Espanha (Enagas)
O Gestor Técnico do Sistema de Gás em Espanha pertence à empresa Enagas, sendo responsável pela
operação e pela gestão técnica da rede de transporte de alta pressão de gás em Espanha (Rede
Básica) e da rede de transporte secundário, garantindo a continuidade e a segurança do
abastecimento de gás natural, assim como a correcta coordenação entre os pontos de entrada, os
armazenamentos subterrâneos, o transporte e a distribuição.
Operadores das redes de distribuição (ORD)
Entidades que operam as redes de distribuição que constituem a RNDGN, gerem os fluxos de gás
natural na respectiva rede, asseguram a interoperacionalidade com a RNTGN e com as infraestruturas dos clientes, no quadro da gestão técnica global do sistema.
Importadores (IMP)
Entidades que introduzem gás natural no mercado interno nacional para consumo. A estas entidades
compete a importação de gás natural de modo a garantir o abastecimento do SNGN através da
entrega de gás natural aos comercializadores.
Agentes de Mercado (AM)
Entidades comercializadoras de gás natural no SNGN e clientes que adquirem gás natural nos
mercados organizados ou por contratação bilateral. O exercício da actividade de comercialização de
gás natural consiste na compra e venda de gás natural para comercialização a clientes finais ou outros
agentes.
Consumidores
Clientes que consomem gás natural. Podem ser consumidores do sector industrial, doméstico ou
electroprodutor, podendo estar ligados à RNTGN (clientes AP), a uma das redes que constituem a
RNDGN ou ser abastecidos directamente por rodovia através de camiões cisterna de GNL.
3.3 GESTOR OU CÉLULA DE CRISE
Para efeitos da alínea g) do artigo 10.º do Regulamento Nº994/2010, designa-se de Comité de Crise do
Gás Natural (CCGN) ao gestor ou célula de crise, que terá por funções efectuar a gestão e a
coordenação dos níveis de crise e a operacionalização das medidas a tomar pelas diversas entidades
do sistema, assim como efectuar a recolha e tratamento da informação necessária para o
desempenho dessas funções.
Fazem parte do Comité de Crise do Gás Natural (CCGN) a Direcção-Geral de Energia e Geologia
(DGEG) e o Gestor Técnico Global do SNGN (GTG). Poderão ainda fazer parte do CCGN, em razão da
11
matéria, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) e outras entidades do sistema, devendo
para o efeito designar um elemento representante.
12
4. DIAGRAMA FUNCIONAL / FLUXO DE INFORMAÇÃO
A Direcção de Geral de Energia e Geologia (DGEG) e o Gestor Técnico Global do SNGN (GTG)
assumem, através da criação do Comité de Crise do Gás Natural (CCGN), um papel central na
coordenação e execução do Plano de Emergência, garantindo a articulação dos diversos
intervenientes envolvidos, designadamente o Ministério da Economia e do Emprego (MEE), a Comissão
Europeia (CE), a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), o Gestor Técnico Global do
SEN, o Gestor Técnico do Sistema Espanhol, os Operadores das Redes de Distribuição de Gás Natural
(ORD), os Agentes de Mercado (AM), os importadores de GN e os Consumidores, sejam eles Clientes
Directos (AP) ou Clientes da RNDGN.
Na figura seguinte apresenta-se um diagrama funcional relativo às entidades envolvidas no Plano de
Emergência.
MINISTÉRIO DA
ECONOMIA E DO
EMPREGO (MEE)
COMITÉ DE CRISE DO GN (CCGN)
ENTIDADE REGULADORA
12
DOS SERVIÇOS
DIRECÇÃO GERAL DE
ENERGIA E GEOLOGIA
ENERGÉTICOS (ERSE)
GESTOR TÉCNICO
2
GESTOR TÉCNICO
4
GLOBAL DO SEN
GESTOR TÉCNICO DO
5
GLOBAL DO SNGN
(GS DO SEN)
SISTEMA ESPANHOL
(GTS – ENAGAS)
(GTG)
7
10
8
6
RNDGN (ORD)
(CE)
(DGEG)
1
OPERADORES DA
COMISSÃO EUROPEIA
3
9
AGENTES DE MERCADO
IMPORTADORES (IMP)
(AM)
11
CLIENTES RNDGN
CLIENTES DIRECTOS
(AP)
13
No âmbito da elaboração e implementação do Plano de Emergência, as seguintes entidades envolvidas
deverão disponibilizar à Direcção Geral de Energia e Geologia (DGEG) a seguinte informação:
Os importadores (IMP) devem disponibilizar os seguintes elementos dos contratos celebrados com
fornecedores de países terceiros ou com outros fornecedores:
•
A duração do contrato;
•
Os volumes totais contratados, numa base anual, e o volume médio por mês;
•
Os volumes máximos contratados por dia (onde aplicável);
•
Os pontos de entrada na RNTIAT contratados e/ou pontos de aquisição na RPGN para
entrega no mercado nacional;
•
Os procedimentos seguidos em caso de força maior;
•
Os planos e acordos estabelecidos para fazer face a situações de emergência do
aprovisionamento.
No caso dos agentes de mercado (AM), devem ser disponibilizados os seguintes elementos:
•
Caracterização das respectivas carteiras de clientes, nomeadamente no que se refere aos
sectores de pequenas e médias empresas e industrial, tanto em termos de localização
como de consumos (esta informação carece de actualização semestral em função da
possibilidade de mudança de comercializador);
•
Caracterização dos clientes com capacidade de utilização de combustíveis alternativos.
No caso dos operadores das redes de distribuição (ORD), devem ser disponibilizados os seguintes
elementos:
•
Caracterização dos clientes dos sectores das PME e industrial ligados às suas redes, em
termos da sua localização geográfica e fornecedor de gás;
•
Caracterização dos clientes com capacidade de utilização de combustíveis alternativos;
•
Plano de emergência para fazer face a necessidades de intervenção nas respectivas redes.
No âmbito do presente plano de Emergência e do Plano Preventivo de Ação, a DGEG deve manter o
Gestor Técnico Global do SNGN (GTG) actualizado relativamente à informação prestada pelos
importadores, agentes de mercado e operadores das redes de distribuição de gás natural, o qual se
obriga a manter sigilo sobre a informação que vier a receber.
Na tabela da página seguinte detalha-se o conteúdo de informação trocada entre as entidades
envolvidas no Plano de Emergência, identificadas no diagrama funcional anterior.
14
Fluxo
De
Para
Fluxo de Informação
1
GTG
DGEG
Durante a ocorrência do nível de emergência, numa base diária,
deverão ser disponibilizadas as seguintes informações:
•
Previsões da procura e da oferta diária de gás natural para
os três dias seguintes;
•
Fluxo
diário
de
gás
natural
em
todos
os
pontos
transfronteiriços de entrada e de saída, assim como em
todos os pontos que ligam a rede às instalações de
armazenamento ou aos terminais de GNL;
•
Período, expresso em dias, durante o qual é previsível que o
fornecimento de gás natural aos clientes protegidos possa
ser assegurado.
2
DGEG
GTG
Deverão ser dadas instruções e directrizes no âmbito das
competências da DGEG, designadamente:
•
Avaliando
a
situação
nacional
e
internacional
do
abastecimento energético;
•
Informando sobre problemas sectoriais derivados da crise;
•
Dinamizando a cooperação intersectorial para minimizar os
efeitos da crise e aumentar a eficácia das medidas
adoptadas;
•
Autorizando a utilização das Reservas de Segurança em caso
de perturbação grave do abastecimento de gás natural.
3
DGEG
CE
Quando declarar um dos níveis de crise, a DGEG informa
imediatamente
a
CE
e
fornece-lhe
todas
as
informações
necessárias, designadamente, sobre as medidas que tenciona
tomar. Caso se verifique uma emergência susceptível de provocar
um pedido de ajuda dirigido à União e aos seus Estados-Membros, a
DGEG notifica sem demora o Centro de Monitorização e Informação
da Protecção Civil da Comissão.
Quando declarar o nível de emergência e em circunstâncias
excepcionais devidamente justificadas, a DGEG pode tomar medidas
que se afastem do plano de emergência, informando imediatamente
a Comissão dessas medidas e apresentando a correspondente
justificação.
Caso se verifique uma emergência a nível da União ou a nível
regional e a pedido da CE, a DGEG deverá disponibilizar sem
15
Fluxo
De
Para
Fluxo de Informação
demora, pelo menos, os seguintes elementos:
•
As informações referidas no fluxo 1 desta tabela;
•
Informações sobre as medidas que a DGEG prevê executar e
sobre as que já executou para atenuar a emergência, e
informações sobre a sua eficácia;
•
Os pedidos feitos a outras autoridades competentes para
que tomem medidas adicionais;
As
medidas
executadas
a
pedido
de
outras
autoridades
competentes.
4
GTG
GS do
SEN
Troca de informação relativa ao impacto do funcionamento do
SNGN no SEN e do SEN no SNGN, designadamente:
•
Quantidades de GN disponíveis para o abastecimento das
CCGT
e
necessidade
de
proceder
à
utilização
de
combustíveis alternativos.
-
•
Instruções que decorrem, no caso do nível de emergência,
da necessidade de interrupção de clientes produtores de
electricidade (CCGT e cogerações de clientes AP), de modo
a garantir o abastecimento dos Clientes Protegidos.
•
GS do
5
Regimes de funcionamento das CCGT e de outros clientes
que utilizam o GN para a produção de energia eléctrica
SEN
GTG
GTG
GTS-
Troca de informação relativa ao impacto do funcionamento do
Enagas
SNGN na Rede Básica de Espanha e da Rede Básica de Espanha no
(p.e. cogerações);
SNGN, designadamente:
•
-
Badajoz e Valença do Minho / Tuy;
•
Utilização do Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e
a REN;
GTSEnagas
Operação conjunta da Interligações de Campo Maior /
GTG
•
Informação relativa à oferta, procura e níveis de existências
em ambos os sistemas de gás natural.
6
GTG
ORD
-
-
O GTG enviará aos ORD instruções relativas à necessidade de
interrupção de pontos de abastecimento nas suas redes, de modo a
garantir o abastecimento dos Clientes Protegidos, competindo ao
16
Fluxo
De
Para
ORD
GTG
Fluxo de Informação
operador selecionar a melhor metodologia de operação para
cumprir com o atrás referido.
Esta actuação só será utilizada quando o relacionamento através do
respectivo AM não tiver produzido os efeitos pretendidos.
Os ORD deverão informar o GTG, numa base diária, das medidas
tomadas para fazer face a necessidades de intervenção nas
respectivas redes de acordo como seu Plano de emergência. Os mecanismos de comunicação entre os ORD e o ORT devem ser
especialmente desenvolvidos.
7
ORD
AM
Os ORD deverão informar os AM, numa base diária, das medidas
tomadas para fazer face a necessidades de intervenção nas
respectivas redes, designadamente as que decorrem, no caso do
nível de emergência, da necessidade de interrupção de pontos de
abastecimento do AM, de modo a garantir o abastecimento dos
Clientes Protegidos.
8
GTG
AM
O GTG manterá os AM permanentemente informados relativamente
aos níveis de crise e às medidas a tomar para fazer face a cada
cenário, designadamente:
•
Dando instruções relativas ao acesso e à operação das infraestruturas.
•
Actualizando os planos de indisponibilidade e os anúncios de
capacidade das infraestruturas.
•
Comunicando
em
tempo
útil
os
principais
factos
condicionantes da situação de crise bem como a respetiva
evolução.
•
As que decorrem, no caso do nível de emergência, da
necessidade de interrupção de clientes do AM, de modo a
garantir o abastecimento dos Clientes Protegidos.
Na medida do possível, será respeitada a regulamentação e
normativo em vigor, designadamente o RARII, o ROI e o Manual de
Procedimentos do GTG, privilegiando-se a tomada de medidas
baseadas no mercado para fazer face aos níveis de crise.
9
GTG
AP
O GTG enviará aos clientes AP instruções relativas à operação das
infra-estruturas, designadamente as que decorrem, no caso do nível
17
Fluxo
De
Para
Fluxo de Informação
de emergência, da necessidade de interrupção do seu fornecimento
de GN, de modo a garantir o abastecimento dos Clientes Protegidos.
Esta actuação só será utilizada quando o relacionamento através do
respectivo AM não tiver produzido os efeitos pretendidos.
10
GTG
IMP
O GTG manterá os IMP informados relativamente aos níveis de crise
e às medidas a tomar para fazer face a cada cenário.Os IMP deverão
comunicar ao GTG os acontecimentos susceptíveis de deteriorar
significativamente a situação do aprovisionamento, conducentes à
activação do nível de alerta precoce, do nível de alerta ou do nível
de emergência, dando informações concretas, sérias e fiáveis
relativas ao acontecimento, designadamente:
-
-
•
Origem e motivos do acontecimento;
•
Contrato de aprovisionamento afecto;
•
Duração expectável, quantidades totais e quantidades
diárias de aprovisionamento afectadas pelo evento de risco;
•
11
IMP
GTG
AM
Clientes
As medidas tomadas de acordo com os planos estabelecidos
para fazer face aos níveis de crise e os procedimentos
seguidos em caso de força maior.
Os AM deverão dar instruções e prestar informação aos seus
clientes, designadamente as que decorrem, no caso do nível de
emergência, da necessidade de interrupção de consumo de gás
natural.
12
DGEG
ERSE
A activação de qualquer um dos níveis de crise, nível de alerta
precoce, nível de alerta e nível de emergência, deverá ser
comunicado à ERSE, juntamente com tipificação do cenário de risco
e dos motivos que o originaram.
18
5. NÍVEIS DE CRISE
Este capítulo descreve as condições de operação normal e os três níveis de crise considerados no
artigo 10º Planos de emergência e níveis de crise, do Regulamento N.º994/2010, e detalham-se as
medidas de actuação para cada um dos níveis de crise, de acordo com o papel e as responsabilidades
dos intervenientes no sistema.
A activação de qualquer um dos níveis de crise, nível de alerta precoce, nível de alerta ou nível de
emergência, deve ser acompanhada da activação do Comité de Crise do Gás Natural (CCGN) e
comunicado às entidades envolvidas neste Plano de Emergência, designadamente à Comissão
Europeia (CE). Este será o primeiro procedimento a adoptar para qualquer um dos níveis de crise,
dando início à cooperação e à troca de informação referida no capítulo 4.
5.1 OPERAÇÃO NORMAL DO SISTEMA
De forma a preservar a integridade e a segurança de cada infra-estrutura da RNTIAT assim como da
continuidade do fornecimento de GN ao mercado, o GTG do SNGN tem de verificar o cumprimento de
determinados limites operacionais, os quais assentam em valores para variáveis de controlo, como a
pressão e caudais em pontos de entrega e recepção da RNTGN. Em condições de operação normal da
RNTIAT, deve verificar-se a manutenção dos seguintes limites:
•
Caudais máximos técnicos das estações de entrega de gás natural para as redes de
distribuição, clientes abastecidos em alta pressão e para a rede interligada;
•
Pressão máxima de operacionalidade na RNTGN;
•
Pressões máximas e mínimas de entrega nas interfaces com a RNDGN, nos pontos de interface
com o TGNL e com o AS, e nas interligações da RNTGN com a rede básica de gasodutos de
Espanha;
•
Pressões máximas e mínimas nas cavidades do AS do Carriço;
•
Nível máximo e mínimo de GNL nos tanques do TGNL de Sines.
O GTG do SNGN é também responsável pela monitorização do equilíbrio entre a oferta e a procura
nos diferentes horizontes temporais, através da coordenação operacional e do processamento das
programações e nomeações, promovendo uma gestão eficiente e optimizada da rede, gerindo os
fluxos e as pressões da rede para garantir uma adequada capacidade de resposta e disponibilidade.
O GTG do SNGN dispõe de alguma flexibilidade para a operação diária da rede, podendo movimentar
as reservas operacionais entre as infra-estruturas da RNTIAT, utilizar o OBA do Acordo de gestão
19
técnica conjunto das interligações de Campo Maior / Badajoz e Valença do Minho / Tuy, por forma a
compensar eventuais desequilíbrios na rede e, se necessário, accionar o primeiro nível do “Acordo de
Assistência Mútua entre a Enagas e a REN”, no valor de 60 GWh.
ID
DESCRIÇÃO
1
Operação Normal
1.1
Utilização da flexibilidade operacional da RNTGN e das restantes infra-estruturas da
RNTIAT.
1.2
Movimentação das reservas operacionais, num valor de 60 GWh.
1.3
Utilização do OBA (Operation Balance Agreement) do Acordo de gestão técnica
conjunto das interligações de Campo Maior / Badajoz e Valença do Minho / Tuy.
1.4
A REN e a Enagas deverão accionar, se necessário, o “Acordo de Assistência Mútua
entre a Enagas e a REN”. Este acordo prevê um valor adicional de 60 GWh numa
primeira fase, que poderá ascender a 280 GWh em caso de disponibilidade e após
autorização das entidades reguladoras.
5.2 MONITORIZAÇÃO COM ALERTA DE DESEQUILIBRIO DO SISTEMA
O sistema é monitorizado em tempo real através da utilização de um conjunto de aplicações que
simulam o comportamento da rede em tempo real, para as próximas horas e para os próximos dias.
Estas ferramentas efectuam um balanço de capacidade entre as previsões de procura de GN dos
mercados convencional e eléctrico e a oferta prevista, têm em consideração o nível de existências
disponível nas infra-estruturas para os dias seguintes, produzindo uma indicação de alerta sempre que
seja detectado um desequilíbrio nas existências para os dias seguintes.
Na eventualidade de algum dos indicadores de alerta de desequilíbrio no sistema ser despoletado, o
GTG avalia a credibilidade e o impacto desse indicador na rede e verifica a possibilidade de equilibrar
o sistema, movimentando as reservas operacionais, com uma reprogramação dos agentes de mercado,
ou com o recurso ao Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN.
A monitorização com alerta de desequilíbrio do Sistema assume um papel relevante, na medida em
que possibilitará um acompanhamento contínuo dos fluxos de gás previstos nos pontos de entrada e
de saída do sistema, bem como das existências disponíveis na rede, no armazenamento subterrâneo e
no terminal.
20
5.3 NÍVEL DE ALERTA PRECOCE
O nível de alerta precoce é activado quando existem informações concretas, sérias e fiáveis de que
pode produzir-se um acontecimento susceptível de deteriorar significativamente a situação do
aprovisionamento e de activar o nível de alerta ou de emergência.
No fluxograma da página seguinte esquematiza-se o procedimento de actuação no nível de alerta
precoce, detalhando-se as medidas a tomar no quadro em baixo.
DESCRIÇÃO
ID
2
2.1
Medidas baseadas no mercado
Monitorização do nível de alerta de desequilíbrio do Sistema, efectuando um
acompanhamento contínuo dos fluxos de gás previstos nos pontos de entrada e de saída
do sistema, bem como das existências disponíveis na rede, no armazenamento
subterrâneo e no terminal.
O GTG deverá efectuar uma avaliação permanente do risco de ser activado o nível de
alerta ou de emergência.
2.2
Acompanhamento junto das fontes de informação que deram origem à activação do
nível de alerta precoce.
21
NÍVEL DE ALERTA PRECOCE
1
OPERAÇÃO
NORMAL
INFORMAÇÃO CONCRETA, SÉRIA E
FIÁVEL DE QUE PODE PRODUZIR-SE
UM ACONTECIMENTO SUSCEPTÍVEL
NÍVEL DE ALERTA PRECOCE
DE DETERIORAR O
APROVISIONAMENTO E DE ACTIVAR
O NÍVEL DE ALERTA OU
EMERGÊNCIA.
ACTIVAÇÃO DO CCGN (COMITÉ DE
CRISE DO GÁS NATURAL)
2
COMUNICAÇÃO À CE
OCORRÊNCIA SUSCEPTÍVEL DE
OPERAÇÃO
não
DETERIORAR O APROVISIONAMENTO E
DE ACTIVAR O NÍVEL DE ALERTA OU
NORMAL
EMERGÊNCIA?
sim
EXISTE A EXPECTATIVA DE QUE
NÍVEL DE ALERTA
sim
AS MEDIDAS BASEADAS NO
MERCADO CONSEGUEM FAZER
FACE À PERTURBAÇÃO?
não
NÍVEL DE EMERGÊNCIA
22
5.4 NÍVEL DE ALERTA
O nível de alerta é declarado quando se produz uma perturbação do aprovisionamento ou um
aumento excepcional da procura de gás que deteriorem significativamente a situação do
aprovisionamento, mas o mercado ainda tem condições para fazer face a essa perturbação ou a esse
aumento da procura sem ser necessário recorrer a medidas não baseadas no mercado.
Este nível pode resultar da evolução da situação de alerta precoce, isto é, com a concretização da
informação prevista no nível de alerta precoce, de acordo com a descrição do ponto anterior; ou
através da activação de um alerta de desequilíbrio no Sistema, resultante das aplicações de
monitorização do GTG.
No fluxograma apresentado de seguida esquematiza-se o procedimento de actuação do nível de
alerta, detalhando-se as medidas adicionais a tomar (face ao nível de alerta precoce) no quadro em
baixo.
DESCRIÇÃO
ID
3
3.1
Medidas baseadas no mercado
Utilização da flexibilidade na importação
Actualmente o SNGN possui três pontos de entrada para importação de gás natural, dois
pontos de interligação com a Rede básica de gasodutos de Espanha e um TGNL. Com a
conclusão do projecto de expansão do TGNL de Sines (PETS), o TGNL de Sines assume
uma importância fundamental para o aumento da flexibilidade na importação. No
quadro seguinte apresenta-se a evolução de capacidade de oferta para os próximos.
2012
2013
2014
2015
2016
478,4
506,9
571,2
571,2
571,2
228,5
257,0
321,3
321,3
321,3
134,2
134,2
134,2
134,2
134,2
Interligação de Valença do Minho/Tui
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
85,7
85,7
85,7
85,7
85,7
Capacidade de oferta
Terminal GNL de Sines
Interligação de Campo Maior/Badajoz
(GWh/d)
A capacidade de oferta das interligações com Espanha e com o TGNL de Sines permitem
ao mercado flexibilizar a sua importação de GN para fazer face a um nível de alerta.
3.2
Utilização de diferentes fontes de gás e de vias de aprovisionamento
Actualmente, o SNGN é abastecido numa proporção de 55-60% pelo TGNL de Sines com
gás natural maioritariamente nigeriano, mas já teve abastecimentos de GNL com
proveniências da Líbia, Argélia, Guiné Equatorial e Trinidad e Tobago. Em caso de
23
DESCRIÇÃO
ID
necessidade, os importadores poderão recorrer ao mercado SPOT de GNL, sendo que
este mercado já representa cerca de 20% dos volumes de GNL transaccionados no
mercado global, prevendo-se que a percentagem do mercado SPOT continue a crescer
no futuro.
3.3
Utilização de gás comercial armazenado no AS do Carriço
O SNGN conta com o Armazenamento Subterrâneo do Carriço com uma capacidade de
extracção de 85,7 GWh/d. Com a entrada em serviço da quinta cavidade, o volume
operacional aumentará de 2075 GWh para 2908 GWh. A capacidade de armazenamento
permite a disponibilização de capacidade de armazenamento de gás comercial, à
disposição dos agentes de mercado através da utilização da capacidade de extracção
existente.
3.4
Actividades da Gestão Técnica Global do SNGN
O GTG manterá as entidades envolvidas neste Plano de Emergência informadas
relativamente à permanência no nível de alerta, designadamente os AM, os ORD e os
importadores, comunicando as medidas a tomar para fazer face ao nível de alerta,
designadamente:
•
Dando instruções relativas ao acesso e à operação das infra-estruturas.
•
Actualizando os planos de indisponibilidade e os anúncios de capacidade das
infra-estruturas.
Será respeitada a regulamentação e normativo em vigor, designadamente o RARII, o ROI
e o Manual de Procedimentos do GTG, de modo a garantir que o mercado tenha
condições para fazer face ao nível de alerta.
3.5
Acesso às infra-estruturas pelos AM
Os agentes de mercado deverão cumprir com as instruções do GTG e utilizar as
medidas
referidas
anteriormente,
designadamente
utilizando
as
capacidades
existentes nas infra-estruturas da RNTIAT e os anúncios de indisponibilidades e de
capacidades efectuados pelo GTG, de modo a garantirem o abastecimento do SNGN.
24
NÍVEL DE ALERTA
NÍVEL DE ALERTA AMARELO
OPERAÇÃO
NORMAL
O GTG RECEBE UM
ALERTA DE
DESEQUILÍBRIO NO
SISTEMA
SITUAÇÃO CORRIGIDA COM A
MOVIMENTAÇÃO DE RESERVA
OPERACIONAL, REPROGRAMAÇÃO DOS
AGENTES DE MERCADO OU UTILIZAÇÃO
DO
ACORDO DE ASSISTÊNCIA MÚTUA
NÍVEL DE ALERTA
não
REN - ENAGAS ?
O CCGN JÁ FOI
ACTIVADO?
sim
sim
não
OPERAÇÃO
ACTIVAÇÃO DO CCGN (COMITÉ DE
NORMAL
CRISE DO GÁS NATURAL)
COMUNICAÇÃO À CE
sim
O SISTEMA
RECUPERA?
APLICAÇÃO DE MEDIDAS
BASEADAS NO MERCADO
3
não
NÍVEL DE EMERGÊNCIA
25
5.5 NÍVEL DE EMERGÊNCIA
Deve ser declarado o nível de emergência quando se produz um aumento excepcional da procura de
gás, uma perturbação significativa do aprovisionamento ou qualquer outra deterioração significativa
da situação do aprovisionamento e já foram postas em prática todas as medidas relevantes baseadas
no mercado, mas o aprovisionamento continua a ser insuficiente para dar resposta à restante procura
de gás, de tal modo que têm de ser tomadas medidas adicionais não baseadas no mercado para
salvaguardar, nomeadamente, o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos.
Este nível pode resultar da evolução da situação de alerta precoce, isto é, com a concretização da
informação prevista no nível de alerta precoce e não havendo expectativa de que a perturbação no
aprovisionamento de gás seja assegurada apenas com medidas baseadas no mercado; ou através da
evolução no nível de alerta, quando as medidas baseadas no mercado se mostraram insuficientes para
dar resposta à procura de gás.
O nível de emergência deverá permitir, prioritariamente, a salvaguarda do abastecimento de gás aos
clientes protegidos.
Em caso de necessidade de restrição sobre a procura, a coordenação do GTG do SNGN com os
operadores das redes de distribuição é fundamental, pois são os ORD que têm acesso às instalações
que permitem o corte selectivo do abastecimento dos clientes que se encontram nas suas redes de
distribuição de gás natural.
No caso do mercado eléctrico de gás natural, a coordenação entre os dois despachos de gás e
electricidade da REN, permitirá reduzir o consumo de gás para produção eléctrica, compensando essa
procura eléctrica com outras fontes disponíveis, ou recorrendo à importação de electricidade.
No fluxograma apresentado de seguida esquematiza-se o procedimento de actuação do nível de
alerta, detalhando-se as medidas adicionais a tomar (face ao nível de alerta) no quadro em baixo.
DESCRIÇÃO
ID
4
4.1
Medidas não baseadas no mercado
Utilização de electricidade produzida a partir de fontes distintas do gás
A coordenação dos dois gestores dos sistemas de gás natural (GTG do SNGN) e de
electricidade (GS do SEN) permitirá que o despacho eléctrico privilegie, se possível, a
produção eléctrica a partir de fontes distintas do gás natural, nomeadamente o carvão,
o fuel, a água ou recorrendo à importação, para fazer face a situações de falta de
aprovisionamento de gás natural.
4.2
Intensificação da coordenação das actividades de despacho por parte dos TSO REN e
26
DESCRIÇÃO
ID
Enagas
As actividades de coordenação entre os TSO REN e Enagas deverão ser intensificadas, de
modo a permitir uma avaliação do impacto do funcionamento do SNGN na Rede Básica
de Espanha e da Rede Básica de Espanha no SNGN, passando pela troca de informação
relativa à oferta, procura e níveis de existências em ambos os sistemas de gás
natural.
4.3
Interruptibilidade dos produtores de electricidade / Substituição obrigatória do
combustível – “Fuel switching”
O GTG do SNGN, em coordenação com o GS do SEN, deverá proceder ao cálculo das
quantidades de GN disponíveis para o abastecimento das CCGT e determinar a
necessidade de proceder à utilização de combustíveis alternativos, emitindo, para
esse efeito, as instruções de interrupção de clientes produtores de eletricidade.
4.4
Mobilização das reservas de segurança
A quantidade global mínima de reservas de segurança de gás natural é de 15 dias de
consumos não interruptíveis dos produtores de electricidade em regime ordinário e de
20 dias dos restantes consumos não interruptíveis.
Nesta contabilização está incluído o gás natural correspondente ao abastecimento dos
clientes alimentados pelas Unidades Autónomas de Gaseificação (UAG), que será
movimentado pelo Gestor Técnico Global do SNGN em caso de necessidade,
designadamente recorrendo a acordos de cooperação com a Enagas no caso de uma
falha no Terminal de GNL de Sines que inviabilize o carregamento de camiões cisterna
de GNL.”
Atendendo à actual estrutura do mercado nacional, o quantitativo de reservas de
segurança situa-se, em média, nos 18/19 dias de consumos não interruptíveis,
encontrando-se localizado nas instalações de Armazenamento Subterrâneo, no terminal
de GNL de Sines ou em navios metaneiros em trânsito, no máximo a nove dias de
trajecto do terminal.
A DGEG, em coordenação com o GTG, decide quando e em que circunstâncias devem
ser utilizadas as reservas de segurança, obtendo a respectiva autorização de
mobilização junto do Ministro da tutela.
27
DESCRIÇÃO
ID
4.5
Interruptibilidade dos clientes AP
O GTG emitirá instruções relativas à operação das infra-estruturas, designadamente as
que decorrem da necessidade de interrupção do fornecimento de GN.
4.6
Coordenação entre o GTG e os ORD
O GTG e os ORD deverão intensificar a cooperação relativa à operação das suas infraestruturas, designadamente a que decorre da necessidade de interrupção de clientes
industriais nas redes de distribuição.
Os ORD deverão manter o GTG informado das medidas tomadas para fazer face ao nível
de emergência.
4.7
Relacionamento com os AM
O GTG manterá os AM informados relativamente à evolução do nível de emergência e da
necessidade de interrupção de clientes do AM.
Na medida do possível, serão adoptadas as metodologias e procedimentos operacionais
referidos no RARII, no ROI e no Manual de Procedimentos do GTG.
4.8
Outras acções do Comité de Crise do Gás Natural (CCGN)
O CCGN coordenará a implementação de campanhas informativas para o grande
público, destinadas a reduzir o consumo de gás natural, designadamente através da
publicação de folhetos informativos nos meios de comunicação social e da afixação de
cartazes em locais públicos, de modo a promover a poupança e uso racional de energia.
A DGEG deverá identificar os organismos e departamentos do estado cujo consumo de
energia pode ser ajustado à perturbação de aprovisionamento de GN.
28
NÍVEL DE EMERGÊNCIA
NÍVEL DE ALERTA
NÍVEL DE ALERTA PRECOCE
NÍVEL DE EMERGÊNCIA
APLICAÇÃO DE MEDIDAS NÃO BASEADAS NO
MERCADO
O SISTEMA
sim
RECUPERA?
4
OPERAÇÃO
NORMAL
não
NOTIFICAÇÃO AO CENTRO DE MONITORIZAÇÃO E
INFORMAÇÃO DA PROTECÇÃO CIVIL DA COMISSÃO E
PEDIDO DE AJUDA À UE E AOS ESTADOS MEMBROS
29
6. PLANO DE EMERGÊNCIA – IMPACTO REGIONAL
No ponto 2 do artigo 4.º do Regulamento N.º 994/2010 é referido que “Antes de aprovarem um plano
preventivo de acção e um plano de emergência a nível nacional, as autoridades competentes
procedem… ao intercâmbio dos respectivos projectos de planos preventivos de acção e de planos de
emergência e consultam as suas congéneres ao nível regional adequado, bem como a Comissão, ….
Essas consultas têm lugar, designadamente, entre Estados-Membros vizinhos, em particular entre os
sistemas separados que constituem mercados de gás isolados e os Estados-Membros vizinhos desses
sistemas,…”.
No âmbito da cooperação regional, deve ser assegurado que:
a) Não são introduzidas medidas que restrinjam indevidamente os fluxos de gás no mercado
interno, seja qual for a circunstância;
b) Não são introduzidas medidas susceptíveis de comprometer gravemente a situação do
aprovisionamento de gás noutro Estado-Membro; e
c) É mantido o acesso transfronteiriço às infra-estruturas, nos termos do Regulamento (CE) n.º
715/2009, na medida em que for viável do ponto de vista técnico e da segurança, de acordo com
o plano de emergência.
A iniciativa da região sul inclui os países da Península Ibérica (Espanha e Portugal) e a França. Por
razões geográficas, a cooperação regional, designadamente a que resulta de medidas dos Planos
Preventivos de Acção e dos Planos de Emergência, será efectuada com Espanha, mais concretamente
com o respectivo operador do sistema de gás natural, a Enagas.
O impacto regional é avaliado ao nível dos cenários de risco identificados no documento “Avaliação
dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal”.
6.1
IMPACTO REGIONAL DOS CENÁRIOS DE RISCO
Actualmente, o TGNL de Sines abastece única e exclusivamente o mercado nacional pelo que a falha
nesta infra-estrutura afectará apenas o SNGN, não apresentando, ao nível do cenário de risco, um
impacto regional. No futuro, é possível que esta infra-estrutura venha a ter relevância ao nível
regional, não sendo, no entanto, essa a situação actual.
Também uma ruptura no gasoduto a norte da JCT 2500 – Bidoeira apresenta um impacto
maioritariamente nacional, já que actualmente, as exportações por Valença do Minho / Tuy são muito
reduzidas. No entanto, neste cenário existe uma clara impossibilidade de a REN garantir as condições
de interoperabilidade neste ponto no sentido da exportação, já que se prevê a necessidade de apenas
importar gás.
A falha na interligação de Campo Maior e a perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de
países terceiros são cenários que já assumem uma dimensão regional, afectando Portugal e Espanha.
30
Efectivamente, o cenário de falha na interligação de Campo Maior, dependendo da origem ou motivo
da falha, poderá ter um impacto maior ou menor em Espanha, assumindo, no entanto, sempre uma
dimensão regional, isto é, afectando ambos os Países.
O cenário de perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros é igualmente
um cenário de risco de âmbito regional. Quer a Sonatrach na Argélia, quer a Nigeria LNG na Nigéria,
são fornecedores de elevada dimensão no sistema de gás natural em Espanha. No ano de 2011, o gás
natural com proveniência da Argélia abasteceu cerca de 38% da procura em Espanha, de tal modo que
a autoridade competente do País vizinho elegeu a perturbação no aprovisionamento com origem
Argelina como o cenário de risco prioritário, objecto de análise no respectivo Plano Preventivo de
Acção e Plano de Emergência.
6.2
IMPACTO REGIONAL DAS MEDIDAS DO PLANO DE EMERGÊNCIA
Apesar de nem todos os cenários de risco apresentarem impacto a nível regional, ao nível das
medidas a tomar a cooperação regional entre a REN e a Enagas é extremamente importante para a
atenuação do impacto de todos os cenários de risco identificados. Esta cooperação será tanto mais
importante quanto maior for o impacto dos cenários de risco, que será avaliado em função da
capacidade deficitária nos pontos de oferta do SNGN e também da própria configuração da RNTGN, e
traduz-se, quer na criação de condições para que o mercado possa, por si só, fazer face aos cenários
de risco, quer em medidas de operação das infra-estruturas que permitam maximizar a capacidade de
aprovisionamento de ambos os sistemas de gás natural.
A coordenação das actividades de despacho por parte dos TSO REN e Enagas assume uma importância
fundamental quer na operação normal, quer para a minimização do impacto de qualquer um dos
níveis de crise: alerta precoce, alerta e emergência. Os acordos já existentes consagram essa
cooperação, designadamente o Acordo de Operação Conjunto das interligações de Valença do Minho /
Tuy e Campo Maior / Badajoz e o Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN, de Setembro
de 2006.
As actividades de coordenação entre os TSO REN e Enagas deverão ser intensificadas na situação de
nível de alerta de emergência, de modo a permitir uma avaliação do impacto do funcionamento do
SNGN na Rede Básica de Espanha e da Rede Básica de Espanha no SNGN, passando por uma troca de
informação adicional de ambos os sistemas de gás natural.
31
No contexto das acções de colaboração regional, REN e Enagas acordaram na criação de um grupo
de trabalho conjunto que em Dezembro de 2012 submeterá às respectivas Autoridades Competentes
uma proposta de agenda de trabalho com os seguintes dois objectivos para o ano de 2013:
•
definição de indicadores gerais de níveis de alerta e o respectivo programa de testes
preliminares
•
análise do possível alargamento do âmbito do acordo de entreajuda existente,
designadamente incluindo propostas de mecanismos para movimentar o gás que pertence
aos comercializadores, entre outras medidas.
O objectivo é incorporar o resultado do trabalho conjunto nos próximos planos preventivos de acção
e de emergência, que ocorrerão em 2014.
32
7. CONSIDERAÇÕES FINAIS
A avaliação de riscos efectuada ao SNGN concluiu que do ponto de vista das infra-estruturas de oferta
de GN, o critério N-1 imposto pelo Artigo 6º do Regulamento N.º 994/2010 não é respeitado até 2016
apenas com recurso à capacidade das infra-estruturas, sendo que o défice de capacidade pode atingir
32% da ponta do cenário central de consumos. Nestas condições, terão de ser tomadas medidas não
baseadas no mercado do lado da procura de acordo com o Plano de Emergência, designadamente
recorrendo à interruptibilidade das centrais termoeléctricas a gás natural com combustível
alternativo (“Fuel switching”) e à interrupção de outros clientes. É importante proceder à
regulamentação do procedimento de interruptibilidade de clientes.
A infra-estrutura de armazenamento subterrâneo do Carriço é suficiente para garantir as condições
mínimas de aprovisionamento de gás natural aos Clientes Protegidos indicadas no regulamento
europeu (Artigo 8º), quer em termos de capacidade de armazenamento, quer em termos de
capacidade de extracção. O gás natural armazenado a título de reservas de segurança poderá ser
movimentado para fazer face a uma situação de emergência, designadamente para garantir o
abastecimento dos Clientes Protegidos.
As medidas apresentadas no Plano de Emergência permitem fazer face aos cenários de risco
identificados e salvaguardar o aprovisionamento aos Clientes Protegidos do SNGN, até que novas
infra-estruturas sejam colocadas em operação. Algumas delas, designadamente o recurso à
interrupção de consumos, requerem o desenvolvimento complementar de um quadro legislativo e
regulamentar específico. Recomenda-se a implementação da estrutura funcional preconizada ao nível
do Plano de Emergência que permite operacionalizar as medidas destinadas a fazer face aos cenários
de risco identificados e aos níveis de crise definidos.
33
GLOSSÁRIO
SIGLAS E ABREVIATURAS
AM
Agentes de Mercado
AP
Cliente directamente abastecido pela RNTGN
AS
Armazenamento Subterrâneo
CCGN
Comité de Crise do Gás Natural
CCGT
Grupo de Turbina a Gás em Ciclo Combinado a gás natural
CE
Comissão Europeia
CELE
Comércio Europeu de Licenças de Emissão
CO2
Dióxido de Carbono
DGEG
Direcção Geral de Energia e Geologia
ENTSOG
European Network Transmission System Operators for Gas
ERSE
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
GCG
Grupo de Coordenação do Gás – Gas Coordination Group
GN
Gás Natural
GNL
Gás Natural Liquefeito
GS
Gestor do Sistema Eléctrico Nacional
GTG
Gestor Técnico Global do Sistema Nacional de Gás Natural
IMP
Importadores de GN do Sistema Nacional de Gás Natural
MEE
Ministério da Economia e do Emprego
MIBGÁS
Mercado Ibérico de Gás Natural
ORD
Operador de rede de distribuição
REN
Redes Energéticas Nacionais
RNTGN
Rede Nacional de Transporte de Gás Natural
RNTIAT
Rede Nacional de Transporte de gás, Infra-estruturas de Armazenamento de gás e Terminal de GNL
SEN
Sistema Eléctrico Nacional
SGRI
South Gas Regional Iniciative
SNGN
Sistema Nacional de Gás Natural
TGNL
Terminal de gás natural liquefeito
- ANEXO I –
LISTA DE ENTIDADES
LISTA DE ENTIDADES
Entidades oficiais
Comissão Europeia
Ministério da Economia e Emprego
Direcção de Geral de Energia e Geologia
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
Operadores da RNTIAT, rede interligada e SEN
REN Gasodutos (Gestor Técnico Global do SNGN – GTG)
REN Armazenagem
REN Atlântico
Transgás Armazenagem
Enagas (Gestor do Sistema de GN em Espanha)
REN Eléctrica (Gestor do Sistema do SEN)
Operadores de redes de distribuição
Beiragás, Dianagás, Duriensegás, Lisboagás, Lusitaniagás, Medigás, Paxgás, Portgás, Setgás, Sonorgás,
Tagusgás
Importadores e Comercializadores
Edp.com, Endesa Energia, Galp Gás Natural, Gas Natural Comercializadora, Gold Energy, Iberdrola
Generación, Investigacion Criogenia y Gás
Clientes Directos
- ANEXO II –
CENÁRIOS DE RISCO
II. CENÁRIOS DE RISCO
Neste anexo referem-se os eventos de risco que foram identificados de modo a efectuar a avaliação do
impacto das medidas do PE a adoptar para fazer face aos cenários resultantes da respectiva
ocorrência.
Atendendo à data de preparação do presente documento, o conjunto de análises do comportamento do
sistema teve por base as séries de valores das estimativas de procura anual e pontas de consumo
constantes no documento de “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em
Portugal” (Dezembro / 2011), por constituírem a melhor fonte de informação actualmente disponível.
No entanto, após a elaboração do RMSA2012, será realizada uma actualização das estimativas de
procura anual e pontas de consumo, procedendo-se também à revisão das correspondentes análises do
comportamento do sistema.
II.1
FALHA NO TGNL DE SINES
No caso de ocorrer uma falha no TGNL de Sines que inviabilize a totalidade da emissão de GN para a
RNTGN, num cenário de ponta extrema do cenário central de procura, verifica-se um défice diário de
83,2 GWh/d em 2012 a 119,9 GWh/d em 2016, correspondentes a um índice de cobertura N-1 de 75% a
68%, respectivamente.
FALHA NO TGNL DE SINES
Balanço de Capacidade, Cenário Central
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada
Mercado convencional
(GWh/d)
2012
2013
2014
2015
2016
333,1
337,7
342,8
348,0
369,8
150,8
154,9
159,5
164,1
167,4
Sector eléctrico
182,4
182,8
183,3
183,8
202,5
Capacidade de oferta
478,4
506,9
571,2
571,2
571,2
228,5
257,0
321,3
321,3
321,3
Terminal GNL de Sines
Interligação de Campo Maior/Badajoz
(GWh/d)
134,2
134,2
134,2
134,2
134,2
Interligação de Valença do Minho/Tui
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
85,7
85,7
85,7
85,7
85,7
228,5
257,0
321,3
321,3
321,3
-83,2
-87,8
-92,9
-98,1
-119,9
75%
74%
73%
72%
68%
Falha no TGNL de Sines
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
Falha no TGNL de Sines
(GWh/d)
(%)
Neste cenário, será necessário recorrer às seguintes medidas:
• Recurso ao Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN, até ao valor adicional de 60
GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso de disponibilidade e após autorização das
entidades reguladoras;
Aplicação das medidas de mercado. Para compensar a falha de aprovisionamento do TGNL de
Sines, os importadores do GNL afetados poderão proceder ao desvio dos navios necessários, à
compra de GNL no mercado SPOT ou à realização de Swaps com AM de Espanha, permitindo a
respectiva descarga nos terminais em Espanha, de modo a ser transportado até ao SNGN pelo
ponto de interligação de Campo Maior / Badajoz e de Valença do Minho / Tuy;
• Decorrente da avaliação do GTG, poderá ser reduzido o nível de existências na RNTGN,
traduzido na redução da pressão média de operação da rede, de modo a maximizar a
capacidade de transporte nos pontos de interligação, para o abastecimento do SNGN;
• Caso as restantes medidas baseadas no mercado se mostrem insuficientes, designadamente as
referidas no ponto 5.4 deste PE, será necessário recorrer à interrupção do fornecimento da CT
da Tapada do Outeiro e da CT de Lares. O valor equivalente desta interrupção é de 91,4
GWh/d, apresentando-se praticamente suficiente até ao ano de 2014.
II.2
FALHA NA INTERLIGAÇÃO DE CAMPO MAIOR
Num cenário de falha na interligação de Campo Maior, o balanço de capacidade oferta/procura é
suficiente, desde que se utilize a capacidade máxima de extracção no Armazenamento Subterrâneo.
Balanço de Capacidade, Cenário Central
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada
Mercado convencional
(GWh/d)
2012
2013
2014
2015
2016
333,1
337,7
342,8
348,0
369,8
150,8
154,9
159,5
164,1
167,4
Sector eléctrico
182,4
182,8
183,3
183,8
202,5
Capacidade de oferta
478,4
506,9
571,2
571,2
571,2
Terminal GNL de Sines
Interligação de Campo Maior/Badajoz
(GWh/d)
228,5
257,0
321,3
321,3
321,3
134,2
134,2
134,2
134,2
134,2
Interligação de Valença do Minho/Tui
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
85,7
85,7
85,7
85,7
85,7
134,2
134,2
134,2
134,2
134,2
11,1
35,0
94,2
89,0
67,2
103%
110%
127%
126%
118%
Falha na interligação de Campo Maior/Badajoz
Capacidade indisponível: Int. Campo Maior
Saldo de capacidade
Falha na interligação de Campo Maior/Badajoz
(GWh/d)
(%)
Neste cenário, será necessário recorrer às seguintes medidas:
• O recurso ao Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN, até ao valor adicional de 60
GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso de disponibilidade e após autorização das
entidades reguladoras;
•
Os AM deverão aceder aos restantes pontos de entrada na RNTGN, nomeando as quantidades
necessárias de gás para abastecimento do SNGN a partir do TGNL de Sines, do ponto de
interligação de Valença do Minho / Tuy e do ponto de interligação do AS do Carriço, de forma a
anular a falta de gás no ponto de entrada de Campo Maior / Badajoz;
•
Para compensar a falha de aprovisionamento por este ponto de entrada, os importadores do GN
em falta deverão proceder ao desvio dos navios necessários, à compra de GNL no mercado
SPOT ou à realização de Swaps com AM de Espanha, permitindo a respectiva descarga no TGNL
de Sines ou nos terminais em Espanha, de modo a ser transportado até ao SNGN pelo ponto de
interligação de Valença do Minho / Tuy;
•
Com a capacidade existente nas infra-estruturas da RNTIAT, as medidas baseadas no mercado,
designadamente as referidas no ponto 5.4 deste PE, deverão ser suficientes para garantir o
aprovisionamento do SNGN.
II.3
RUPTURA NO GASODUTO A NORTE DA JCT2500-BIDOEIRA
Para este cenário de risco é considerada a ruptura a norte da JCT 2500 – Bidoeira, no gasoduto
principal de transporte. Este cenário poderá ser motivado por acidente na infra-estrutura, resultante
de actos não voluntários decorrentes de actividades na proximidade do gasoduto. Pode ainda ser
motivada por actos de sabotagem ou terrorismo, fenómenos ou catástrofes naturais.
Neste cenário, os consumos a norte da JCT 2500 – Bidoeira terão de ser garantidos única e
exclusivamente através do ponto de entrada de Valença do Minho, com uma capacidade de 30 GWh/d
nos meses de Inverno (de Novembro a Março) e de 40 GWh/d nos restantes meses do ano.
Efectivamente, perante este cenário, os consumos desta zona do SNGN, designadamente os clientes
protegidos, não terão acesso ao gás natural com proveniência por Campo Maior, pelo terminal de GNL
de Sines ou pelo armazenamento subterrâneo do Carriço, onde se encontram as reservas comerciais e
de segurança do País.
Actualmente o consumo médio não interruptível da zona abastecida a norte do ponto de ruptura é de
39 GWh/d médios anuais, com valores de 51 GWh/d no período de Inverno. Considerando que os
consumos médios apresentados representam sensivelmente 50% do mercado (os outros 50%
correspondem ao ME – CT da Tapada – com um consumo de cerca de 46 GWh/d), as necessidades de
aprovisionamento aos clientes protegidos situar-se-ão entre 21,1 e 27,4 GWh/d. Verifica-se portanto
que, independentemente da altura do ano, a capacidade de interligação por Valença do Minho será
suficiente para garantir o fornecimento aos Clientes Protegidos.
Neste cenário, será necessário recorrer às seguintes medidas:
•
O recurso ao Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN, até ao valor adicional de 60
GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso de disponibilidade e após autorização das
entidades reguladoras;
•
Poderá ser necessário efectuar a interrupção de fornecimento à CT da Tapada do Outeiro e de
clientes abastecidos em alta pressão (AP) na zona afectada;
•
Decorrente da avaliação do GTG, poderá também recorrer-se à redução da pressão média no
troço seccionado, de modo a maximizar a capacidade de transporte no ponto de interligação de
Valença do Minho / Tuy, para garantir o abastecimento dos clientes protegidos.
III.4
PERTURBAÇÃO NO APROVISIONAMENTO PELOS FORNECEDORES DE PAÍSES
TERCEIROS
Actualmente, o SNGN garante a satisfação da procura através de dois grandes fornecedores de países
terceiros, a Sonatrach da Argélia com fornecimentos de GN por Campo Maior numa proporção de 4045% e a Nigeria LNG da Nigéria com fornecimentos de GNL através do TGNL de Sines numa proporção
de 55-60%.
Neste cenário, será necessário recorrer às seguintes medidas:
•
O recurso ao Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN, até ao valor adicional de 60
GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso de disponibilidade e após autorização das
entidades reguladoras;
No caso de falha do fornecimento de GNL da Nigéria, os AM e importadores poderão recorrer ao
mercado SPOT de GNL para satisfazer as necessidades de procura, mantendo as descargas de
navios e emissões para a RNTGN a partir do TGNL de Sines;
A falha de fornecimento a partir da Sonatrach na Argélia poderá ser compensada com a compra
de navios no mercado SPOT e consequente descarga no TGNL de Sines ou nos terminais em
Espanha, de modo a ser transportado até ao SNGN pelos pontos de interligação de Campo
Maior / Badajoz e de Valença do Minho / Tuy;
•
Caso as restantes medidas baseadas no mercado se mostrem insuficientes, designadamente as
referidas no ponto 5.4 deste PE, será necessário recorrer à interrupção do fornecimento dos
consumidores com combustível alternativo;
•
Neste cenário de falta de gás, que poderá ter uma dimensão regional já que, quer a Sonatrach
na Argélia, quer a Nigeria LNG na Nigéria são fornecedores de elevada dimensão no sistema de
gás natural em Espanha, a quantidade e a possibilidade de movimentação do gás natural de
reservas de segurança armazenado nas infra-estruturas da RNTIAT, com especial relevo para o
AS do Carriço, será fundamental para garantir o abastecimento do SNGN, designadamente dos
clientes protegidos;
•
Quando as medidas anteriores não permitirem anular a quantidade deficitária, deverá
proceder-se à interrupção do fornecimento de outros clientes de modo a salvaguardar o
aprovisionamento dos clientes protegidos.
III.5
TABELA RESUMO
Na página seguinte apresenta-se uma tabela resumo com a indicação dos quatro riscos identificados e da
aplicação das medidas baseadas no mercado e não baseadas no mercado para atenuar os seus impactos.
Cenário de Risco
Valor da falha
Deficit de cobertura
Medidas de Emergência
Descrição
• Acordo de Assistência Mútua entre
Até ao valor adicional de 60 GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso
de disponibilidade e após autorização das entidades reguladoras.
a Enagas e a REN;
• Medidas de mercado (ponto 5.4):
e
importadores do GNL em falta deverão proceder ao desvio dos navios
de
necessários, à compra de GNL no mercado SPOT ou à realização de Swaps
aprovisionamento, e utilização de
com AM de Espanha, permitindo a respectiva descarga nos terminais em
gás comercial armazenado no AS do
Espanha, de modo a ser transportado até ao SNGN pelo ponto de
Carriço;
interligação de Campo Maior / Badajoz e de Valença do Minho / Tuy.
flexibilidade
na
diferentes
Falha no TGNL de Sines
228,5 a 321,3 GWh/d
83,2 a 119,9 GWh/d
Para compensar a falha de aprovisionamento do TGNL de Sines, os
importação
vias
• Avaliação do GTG relativamente à
Redução do nível de existências na RNTGN, traduzido na redução da
necessidade de redução da pressão
pressão média de operação da rede, de modo a maximizar a capacidade de
média de operação da rede;
transporte nos pontos de interligação, para o abastecimento do SNGN.
• Medidas não baseadas no mercado
Recorrer à interrupção do fornecimento da CT da Tapada do Outeiro e da
(ponto 5.5): interruptibilidade dos
CT de Lares. O valor equivalente desta interrupção é de 91,4 GWh/d,
clientes
apresentando-se praticamente suficiente até ao ano de 2014.
com
alternativo,
reservas
combustível
mobilização
de
interruptibilidade
segurança
de
das
Proceder à interrupção do fornecimento, p.e., dos clientes directamente
e
ligados à RNTGN (AP), que apresentam uma procura aproximada de 30
outros
GWh/d.
clientes.
• Acordo de Assistência Mútua entre
• Medidas de mercado (ponto 5.4):
flexibilidade
Falha na interligação de
Campo Maior
134,0 GWh/d
-
diferentes
na
Até ao valor adicional de 60 GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso
de disponibilidade e após autorização das entidades reguladoras.
a Enagas e a REN;
importação
vias
e
de
Utilização do TGNL de Sines, do ponto de interligação de Valença do Minho
/ Tuy e do ponto de interligação do AS do Carriço, de forma a anular a
falta de gás no ponto de entrada de Campo Maior / Badajoz.
aprovisionamento, e utilização de
gás comercial armazenado no AS do
Os importadores do GN em falta deverão proceder ao desvio dos navios
Carriço;
necessários, à compra de GNL no mercado SPOT ou à realização de Swaps
com AM de Espanha, permitindo a respectiva descarga no TGNL de Sines ou
nos terminais em Espanha, de modo a ser transportado até ao SNGN pelo
ponto de interligação de Valença do Minho / Tuy.
• Acordo de Assistência Mútua entre
de disponibilidade e após autorização das entidades reguladoras.
a Enagas e a REN;
• Medidas não baseadas no mercado
(ponto 5.5): interruptibilidade dos
Até 67 GWh/d
Ruptura no gasoduto a
Norte
da
JCT2500-
-
Bidoeira
[51 (MC) + 46 (ME) – 30 (CI
Valença/Tuy)]
clientes
com
interruptibilidade
de
outros
clientes.
• Avaliação do GTG relativamente à
Redução da pressão média no troço seccionado, de modo a maximizar a
necessidade de redução da pressão
capacidade de transporte no ponto de interligação de Valença do Minho /
média de operação da rede;
Tuy, para garantir o abastecimento dos clientes protegidos.
flexibilidade
fornecedores
terceiros
de
pelos
países
na
importação
diferentes
fontes
utilização
de
de
gás
procura, mantendo as descargas de navios e emissões para a RNTGN a
e
partir do TGNL de Sines, ou nos terminais em Espanha, de modo a ser
comercial
transportado até ao SNGN pelos pontos de interligação de Campo Maior /
gás,
Badajoz e de Valença do Minho / Tuy.
• Medidas não baseadas no mercado
(ponto 5.5): interruptibilidade dos
clientes
com
alternativo,
reservas
interruptibilidade
clientes.
combustível
mobilização
de
das
segurança
de
Recurso ao mercado SPOT de GNL para satisfazer as necessidades de
e
armazenado no AS do Carriço;
-
Até ao valor adicional de 60 GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso
de disponibilidade e após autorização das entidades reguladoras.
• Medidas de mercado (ponto 5.4):
aprovisionamento
clientes abastecidos em alta pressão (AP) na zona afectada.
alternativo – CT da Tapada - e
a Enagas e a REN;
no
Efectuar a interrupção de fornecimento à CT da Tapada do Outeiro e de
combustível
• Acordo de Assistência Mútua entre
Perturbação
Até ao valor adicional de 60 GWh, que poderá ascender a 280 GWh em caso
e
outros
Recurso à interrupção do fornecimento dos consumidores com combustível
alternativo.
Movimentação do gás natural de reservas de segurança armazenado nas
infra-estruturas da RNTIAT, com especial relevo para o AS do Carriço, será
fundamental para garantir o abastecimento do SNGN, designadamente dos
clientes protegidos.
Proceder à interrupção do fornecimento de outros clientes de modo a
salvaguardar o aprovisionamento dos clientes protegidos.
- ANEXO III –
ACORDO DE ASSISTÊNCIA MÚTUA ENAGAS / REN
TECHNICAL ASSISTANCE AGREEMENT between REN and ENAGÁS in
case of exceptional operating situations
WHEREAS REN, as the Operator of the national natural gas pipeline network (RNTGN), and
as the TSO of the national natural gas system (SNGN),
WHEREAS REN, according to the Portuguese DL nº140/2006 of 26th July, in its article 15,
has the following functions:
a)
Ensure the operation and maintenance of the RNTGN in terms of security, reliability
and service quality
b)
Manage natural gas flows according to the current legislation, ensuring the
interoperability between RNTGN and other networks and infrastructures which it is connected
with
c)
Provide the necessary information to any TSO connected to the RNTGN and to any
SNGN agent to ensure a coordinated development of pipeline networks as well as a safe and
efficient operation of the RNTGN
WHEREAS Enagás is the Technical System Operator of the Spanish System, from now
Enagás-GTS,
WHEREAS the Spanish Technical Gas System Operator, according to the Spanish Law
34/1998, in its article 64, modified at first by the RDL 6/2000 and later by the Law 12/2007,
has the following functions:
f) Establish and monitor reliability measures of the natural gas system as well as action
plans fort the replacement of the service in case of general failures concerning gas natural
supply.
g) Provide operating instructions to the Spanish transportation facilities including the
international connection points.
k) Provide appropriate orders so that the companies owning the Spanish Basic Network and
the secondary transportation network are able to operate their facilities ensuring appropriate
conditions at the output system points.
WHEREAS this agreement is a measure to ensure the security of supply as it is mentioned
in article 3(6) of the regulation (EU) Nº 994/2010 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF
THE COUNCIL of 20th October 2010, concerning measures to safeguard security of gas supply
and repealing Council Directive 2004/67/EC,
REN and Enagás-GTS sign this Technical Assistance Agreement to set up a support for both
Operators in case of exceptional operating situations, according to the Operating Manual.
LEGISLATIVE FRAMEWORK
This Technical Assistance Agreement is developed under the following
framework:
legislative
•
Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council, of 13 July 2009,
concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive
2003/55/EC, which includes in its article 6 a proposal that promotes regional
cooperation and bilateral solidarity between Member States to safeguard a secure
supply on the internal market of natural gas.
•
Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, of 13 July
2009, on conditions for access to the natural gas transmission networks and repealing
Regulation (EC) No 1775/2005, that promotes in its article 12 regional cooperation of
transmission system operators.
•
Regulation (EU) Nº 994/2010 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of
20 October 2010, concerning measures to safeguard security of gas supply and
repealing Council Directive 2004/67/EC.
SCOPE OF THE TECHNICAL ASSISTANCE AGREEMENT
This Technical Assistance Agreement only applies in case of an exceptional operating
situation, as defined in the Spanish and the Portuguese legislation, when:
•
It is due to a lost of physical capacity in any facility and Enagás-GTS or REN requires it.
•
It is arising from a punctual supply failure that endangers gas market demand supply.
•
It is registered a pressure drop due to a peak demand coinciding with a temperature
drop that put in risk the security of supply and Enagás-GTS or REN requires it.
•
Other events that may affect the security of supply occur.
Circumstances arising from trade imbalances as well as scheduled maintenance operations
are excluded from this Agreement.
VALIDITY
This Technical Assistance Agreement shall become effective from 1st November, 2011 and
remain in force until terminated by either Party with twelve months prior notice.
PROCEDURE
In case of an exceptional operating situation within the scope of this Agreement, the
concerned operator shall communicate the incident to the counterpart of this Agreement at the
earliest. This communication should include the origin, the duration and the forecast of the gas
quantity required in order to put in place measures to solve the situation as soon as possible.
From this communication until 12 hours later, the affected operator has to submit a second
notification to the counterpart of this Agreement including a formal justification of the incident.
However, during this time, both operators should make their best efforts providing as much
support as possible by using a joint operation of the interconnection point.
Parallel and within 24 hours, both operators must assess the situation and elaborate a joint
assistance program. If the evaluation determines that the incident can be mitigated by
providing an additional amount of gas that not exceed an accumulated OBA of 60 GWh, both
operators have to develop a joint assistance program including the amount of gas needed and
the refund of it, pointing out diary volumes and the deadline. In case that the evaluation of the
situation estimates that the gas amount range from 60 GWh to 280 GWh, both operators could
increase gas flow support until 280 GWh under the same conditions as before, provided there
are specific conditions of availability and Regulators give their approval, if it is necessary.
Finally, if the evaluation of the situation estimates an amount of gas higher than 280 GWh, a
joint program has to be elaborated in coordination with affected carriers in order to make an
appropriate reprogramming that helps to solve the situation.
REN and Enagás-GTS agree to make their best efforts to solve the situation in the shortest
time.
Signed by
Signed by
ENAGAS-GTS
REN
Diego A. Vela Llanes
Rui Marmota
June 30, 2011
June 30, 2011
FLOWCHART
Incident communication including a first evaluation
of the additional amount of gas required
Put in service of the
Technical Assistance
Agreement
Communication to the
operators concerned
During the first 12 hours from the beginning of the
Technical Assistance:
During the first 24 hours from the
beginning of the Technical Assistance:
-Mitigation measures: additional amount of gas
- Evaluation of the situation
development of a joint program
-The concerned operator has to submit a formal
justification of the incident
NO
and
Amount of gas required
higher than 60 GWh?
YES
NO
Amount of gas required
lower than 280 GWh?
Mitigation measures:
OBA up to 60 GWh
YES
There are conditions of
availability and Regulators
give their approval
if it is necessary
NO
Coordination with the concerned agents
Mitigation measures: OBA up to 60 GWh/
commercial reprogramming
YES
Recovery of the amount of
gas included in the OBA
NORMAL OPERATION
Coordination with the concerned agents
Mitigation measures: OBA up to 280 GWh/
commercial reprogramming