Relatório sobre
Avaliação dos Riscos que
afetam o aprovisionamento de
Gás Natural em Portugal
Período 2015-2018
fevereiro de 2015
SUMÁRIO EXECUTIVO
Enquadramento
O Regulamento Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de outubro, adiante designado por
Regulamento, estabelece as disposições destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento e o correto
funcionamento do mercado de gás natural, de acordo com três objetivos a ter em consideração na avaliação de riscos:
·
A segurança do aprovisionamento através do estabelecimento de um enquadramento que permita o
abastecimento físico contínuo de gás natural, independentemente das condições ótimas de funcionamento
do mercado;
·
A solidariedade e cooperação ao nível regional com o objetivo de identificar possíveis riscos a nível nacional e
regional, de forma a potenciar o reforço da segurança e a integridade do mercado europeu de energia;
·
A avaliação de riscos deve contemplar uma abordagem económica, garantindo a segurança do
aprovisionamento a um custo razoável e proporcional, sem impor externalidades exageradas aos agentes do
sector.
A Autoridade Competente designada por cada Estado-Membro, no caso português a Direção-Geral de Energia e
Geologia (DGEG), efetuou a avaliação dos riscos que afetam a segurança de aprovisionamento de gás natural,
contando para o efeito com a cooperação das empresas de gás natural.
Este documento utilizou os estudos prospetivos efetuados em 2014 para o sector do gás natural no contexto do
”RMSA-GN 2015-2030”, apresentando-se no Anexo I os cenários e os pressupostos que serviram de base à elaboração
do “RMSA-GN 2015-2030”.
Em estudos de avaliação de risco não devem ser consideradas as pontas e a procura dos cenários central e inferior.
A avaliação dos riscos procurou ainda incorporar as normas e as boas práticas internacionais, bem como as
recomendações do Joint Research Centre (da Comissão Europeia) ao relatório de avaliação dos riscos elaborado em
2012, e cujo documento pode ser consultado em anexo a este relatório (Anexo II).
Este relatório foi alvo de consulta às principais entidades nacionais do setor do gás natural e incorporou, nesta versão,
os comentários relevantes recebidos.
Regulamento (UE) Nº 994/2010
A avaliação de riscos deverá ter em consideração as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes, como seja a
dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos de entrada e saída do Estado-Membro, a presença de
armazenamento e o papel do gás no cabaz energético, em particular no que se refere à produção de eletricidade e ao
funcionamento da indústria.
Para esta avaliação, foram elaborados cenários com procura excecionalmente elevada e contextos de perturbação do
aprovisionamento de gás decorrentes da falha das principais infraestruturas de oferta.
A norma relativa às infraestruturas determina que deverão ser tomadas todas as medidas necessárias para que, caso
se verifique uma interrupção da maior infraestrutura de gás (critério N-1), as restantes infraestruturas possam garantir
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
SE 1
o abastecimento da procura total de gás durante um dia de procura excecionalmente elevada do cenário segurança de
abastecimento cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos (1/20). Para a avaliação do
cumprimento do critério N-1, não foram consideradas medidas de atuação do lado da procura por não existir
atualmente um quadro regulamentar que permita a aplicação destas medidas com base no mercado, condição
indispensável para que os respetivos volumes sejam considerados na aplicação deste critério.
A norma relativa ao aprovisionamento descreve um conjunto de casos extremos de referência em que deverá ser
salvaguardado o aprovisionamento de gás natural a um conjunto de clientes considerados particularmente
vulneráveis, denominados de clientes protegidos.
De acordo com o regulamento, os clientes protegidos abrangem os clientes domésticos ligados a uma rede de
distribuição de gás, podendo ser acrescidos das pequenas e médias empresas e serviços essenciais de carácter social,
desde que estes não representem mais do que 20% da utilização final do gás, opção esta que foi tomada pela
Autoridade Competente.
Não obstante os casos genéricos indicados no regulamento, os Estados-Membros podem adotar normas adicionais de
reforço do aprovisionamento, bem como outras obrigações adicionais baseadas na avaliação de risco. Tendo em vista
a utilização das reservas de segurança previstas no artigo 52º do Decreto-Lei n.º 231/2012 de 26 de outubro,
considerou-se ainda que para proteção do sistema electroprodutor nacional face às necessidades efetivas de consumo
devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutoras do
regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de
aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Critérios de risco
Para o estabelecimento dos critérios de risco, identificaram-se os cenários de perturbação do aprovisionamento de
gás decorrentes da falha da principal infraestrutura de oferta em Portugal e os cenários de procura excecionalmente
elevada dos clientes protegidos.
Norma relativa às infraestruturas (artigo 6º do Regulamento)
De modo a avaliar a suficiência da RNTIAT para assegurar o abastecimento da procura na ocorrência de uma falha do
Terminal GNL de Sines, que constitui a maior componente de oferta, foi calculado o balanço de capacidade para a
ponta extrema de consumos do cenário de segurança do abastecimento, com desclassificação e sem desclassificação
da central térmica de Sines a carvão. No lado da oferta foram consideradas as capacidades máximas diárias de cada
uma das componentes, com exceção da capacidade da maior infraestrutura individual de gás (TGNL de Sines) no
cenário N-1.
Apresentam-se na tabela seguinte os balanços de capacidade relativos ao cenário N-1, com desclassificação e sem
desclassificação da central térmica de Sines a carvão.
SE 2
Sumário Executivo
Avaliação do Artº 6º - Normas relativas às IE
2015
2016
2017
2018
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) c/ desclassificação central Sines a carvão
Mercado convencional
Sector eléctrico - Com desclassificação central Sines a carvão
282,9
163,8
119,1
282,4
166,5
116,0
287,7
169,0
118,7
345,7
171,5
174,2
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) s/ desclassificação central Sines a carvão
Mercado convencional
Sector eléctrico - Sem desclassificação central Sines a carvão
282,9
163,8
119,1
282,4
166,5
116,0
287,7
169,0
118,7
289,4
171,5
117,9
Capacidade de oferta
Terminal GNL de Sines
Interligação de Campo Maior/Badajoz
Interligação de Valença do Minho/Tui
Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
472,7
515,6
521,3
521,3
222,8
134,2
30,0
222,8
134,2
30,0
228,5
134,2
30,0
228,5
134,2
30,0
85,7
128,6
128,6
128,6
222,8
-33,0
222,8
10,4
228,5
5,1
228,5
-52,9
88%
104%
102%
85%
222,8
-33,0
222,8
10,4
228,5
5,1
228,5
3,4
88%
104%
102%
Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines com desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura
Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines sem desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura
101%
Unid. GWh/d
Da análise da tabela verifica-se que em ambos os cenários (de desclassificação e de não desclassificação da central
térmica de Sines a carvão), a capacidade atual existente na RNTIAT é insuficiente para garantir o cumprimento do
critério N-1 no ano 2015, decorrente da eventual falha do Terminal GNL em simultâneo com uma ponta de consumos
excecionalmente elevada (Ponta Extrema 1/20 do Cenário Segurança do Abastecimento),verificando-se um saldo de
capacidade deficitário de 33 GWh/d, equivalente a uma margem de cobertura de 88%.
A otimização da estação de gás do AS do Carriço em 2016 irá oferecer uma capacidade adicional de 42,9 GWh/d
(diferença de 128,6 GWh/d para 85,7 GWh/d), permitindo deste modo o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016 e
2017 em ambos os cenários (de desclassificação e não desclassificação da central térmica de Sines a carvão). No
entanto, deve referir-se que os saldos de capacidade e as margens de cobertura obtidos em 2016 e 2017 são
reduzidos, cifrando-se em 10,4 e 5,1 GWh/d, e 104% e 102%, respetivamente.
No ano de 2018, no cenário de desclassificação da central térmica de Sines a carvão, irá verificar-se um aumento da
ponta do sector elétrico, e deste modo a capacidade de oferta será insuficiente para o cumprimento do critério N-1. O
saldo negativo de capacidade será de 52,9 GWh/d, correspondente a uma margem de cobertura de 85%.
No cenário de não desclassificação da central térmica de Sines a carvão, verifica-se que a capacidade existente na
RNTIAT é suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 no ano de 2018, registando-se um índice de
cobertura de 101% e um saldo de capacidade de 3,4 GWh/d.
Norma relativa ao aprovisionamento (artigo 8º do Regulamento)
No caso da norma relativa ao aprovisionamento avaliaram-se também os cenários de evolução da procura com
desclassificação e sem a desclassificação da central térmica de Sines a carvão, através da determinação das
necessidades de capacidade de armazenamento para um período de 30 dias de procura de gás excecionalmente
elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja de uma vez em 20 anos (1/20).
Apresenta-se na tabela seguinte a avaliação do cenário de 30 dias de procura excecionalmente elevada (1/20 anos).
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
SE 3
Avaliação do Artº 8º - Norma relativa ao aprovisionamento
2015
2016
2017
2018
Necessidades de Reservas de Segurança
30 dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
2485
2489
2607
3586
Clientes protegidos do mercado convencional
1645
1672
1698
1723
Mercado eletricidade (s/ Turbogás e s / Lares) c/ desclassificação da central de Sines a carvão
839
817
910
1863
30 dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
2485
2489
2607
2662
Clientes protegidos do mercado convencional
1645
1672
1698
1723
Mercado eletricidade (s/ Turbogás e s / Lares) s/ desclassificação da central de Sines a carvão
839
817
910
939
Capacidade de armazenamento
6408
6408
6408
6408
Terminal GNL de Sines
2569
2569
2569
2569
Armazenamento Subterrâneo do Carriço
3839
3839
3839
3839
Saldo de armazenamento do AS do Carriço - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
1355
1350
1232
253
Saldo de armazenamento da RNTIAT - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
3924
3919
3801
2822
Saldo de armazenamento do AS do Carriço - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
1355
1350
1232
1177
Saldo de armazenamento da RNTIAT - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
3924
3919
3801
3746
0
0
0
Necessidades de Armazenamento no TGNL de Sines (c/ ou s/ desclassificação da central de Sines a carvão
0
Unid. GWh
Da análise da tabela apresentada, constata-se que durante todo o período em análise (de 2015 a 2018) a RNTIAT
estará dotada da capacidade de armazenamento suficiente para a constituição da totalidade das necessidades de
reservas de segurança, em ambos os cenários.
No período compreendido entre os anos 2015 e 2018 o AS do Carriço terá uma capacidade de armazenamento
suficiente para a constituição da totalidade das reservas de segurança em ambos os cenários, o que significa que não
existe necessidade de se recorrer à capacidade disponível no TGNL de Sines para constituição destas reservas.
Para além da capacidade necessária para o armazenamento da totalidade das reservas de segurança de gás natural o
AS do Carriço disponibilizará ainda uma capacidade de armazenamento adicional para uso comercial de 1355 GWh em
2015 a 253 GWh ou 1177 GWh em 2018, consoante ocorra ou não a desclassificação da central a carvão de Sines,
respetivamente.
Deste modo, a capacidade de armazenamento disponível no AS do Carriço é suficiente para garantir o
armazenamento das Reservas de Segurança, de acordo com a norma relativa ao aprovisionamento (artigo 8º do
Regulamento) e Decreto-Lei nº 231/2012.
Identificação dos riscos
Identificaram-se e sistematizaram-se os riscos com impacto potencial para o aprovisionamento do Sistema Nacional
de Gás Natural (SNGN), sem a preocupação de estudar os cenários concretos ou a sua severidade e probabilidade de
ocorrência.
Os riscos podem classificar-se em riscos técnicos, riscos políticos, riscos económicos e riscos ambientais, podendo
resultar de situações acidentais ou de atos intencionais.
SE 4
Sumário Executivo
Análise dos cenários de risco
Analisaram-se os cenários com impacto direto ou potencial para o aprovisionamento de GN em Portugal e para o
funcionamento adequado do SNGN, quer sejam resultado de acidentes ou atos intencionais, que ocorram em Portugal
ou em países terceiros fornecedores ou transportadores de GN. Os cenários de risco regional que afetam o
aprovisionamento de gás em Portugal e em Espanha também foram analisados.
Na tabela seguinte apresentam-se os 16 cenários de risco identificados, bem como a estimativa de probabilidade e
severidade associada a cada um deles.
Cenário
1
Descrição do Cenário de Risco
Probabilidade
Severidade
Falha na infraestrutura do TGNL de Sines
1 a)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, com existências de GNL nos tanques
Elevada
Muito Baixa
1 b)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques
Média
Média
1 c)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração máxima de 24 horas
Média
Baixa
1 d)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração superior a dia
Baixa
Elevada
1 e)
Indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna
Média
Baixa
2
Falha na interligação de Campo Maior
Baixa
Média
3
Falha na interligação de Valença do Minho
Baixa
Baixa
4
Falha na infra-estrutura do AS do Carriço
4 a)
Indisponibilidade de movimentação de gás ‘comercial’ por parte dos
comercializadores do SNGN
Baixa
Média
4 b)
Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a
partir do AS do Carriço
Baixa
Muito Elevada
5
Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países
terceiros
Média
Elevada
6
Ruptura no gasoduto principal de transporte da RNTGN
6 a)
Cenário de ruptura em local que pela configuração de fluxos de
transporte de gás na RNTGN não comprometem de modo relevante o
abastecimento do SNGN
Baixa
Média
6 b)
Cenário de ruptura em locais críticos ou de potencial
congestionamento da RNTGN
Baixa
Elevada
7
Cenários de riscos regionais (Península Ibérica)
7 a)
Falha no aprovisionamento de países terceiros que afectem a Península
Ibérica
Baixa
Média
7 b)
Cenário de falha na interligação de Tarifa
Baixa
Média
7 c)
Rutura nos gasodutos Al Andalus ou Extremadura
Baixa
Média
7 d)
Cenário de avaria na EC de Almendralejo
Baixa
Média
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
SE 5
Avaliação dos riscos
Os cenários de risco são considerados aceitáveis quando se encontrarem inseridos na zona colorida a amarelo e a
verde na matriz de análise de risco, correspondendo respetivamente a Riscos Médios e a Riscos Reduzidos. São riscos
que, pela sua correlação de probabilidade e severidade não comprometem o fornecimento de GN ao SNGN.
Por outro lado, os riscos identificados são considerados inaceitáveis quando se encontrarem classificados na zona
colorida a vermelho na matriz de análise de risco. São riscos que, pela sua correlação de probabilidade e severidade
comprometem o fornecimento de GN ao SNGN, obrigando a medidas de atuação do lado da procura, designadamente
recorrendo à interrupção de parte dos consumos do SNGN.
Na figura seguinte apresenta-se o diagrama matriz de risco na qual são enquadradas as zonas de Risco Elevado, Risco
Médio e Risco Reduzido, bem como a zona de fronteira de aceitabilidade dos cenários de risco para o SNGN.
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
PROBABILIDADE
Muito
Elevada
Elevada
1 a)
Média
Baixa
5
4 b)
1 d)
1 b)
6 b)
2
4 a)
7 a) 7 b)
7 d)
1 c)
6 a)
7 c)
1 e)
3
Muito
Baixa
Verifica-se que os cenários de risco analisados encontram-se todos na zona aceitável da matriz de risco, não tendo
sido identificado qualquer cenário na zona de risco elevado/não aceitável. Os cenários 1 a), 1 c), 1 e), 2, 3, 4 a), 6 a), 7
a), 7 b), 7 c) e 7 d) apresentam um risco reduzido (zona a cor verde) e os cenários 1 b), 1 d), 4 b), 5 e 6 b) apresentam
um risco médio (zona a cor amarela).
SE 6
Sumário Executivo
Conclusões
No cenário de desclassificação da central térmica de Sines a carvão o critério N-1 do Artigo 6º do Regulamento N.º
994/2010 não será cumprido nos anos 2015 e 2018. A concretização da expansão da instalação de superfície do AS do
Carriço no final de 2015 permitirá garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos de 2016 e 2017. No cenário de
não desclassificação da central térmica de Sines a carvão, verifica-se que a capacidade existente na RNTIAT é
suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016, 2017 e 2018.
A Autoridade Competente (DGEG) entendeu que a definição de clientes protegidos para o caso português, conforme
descrição do Regulamento deve contemplar não só os clientes domésticos, mas também um conjunto alargado de
clientes não-domésticos, como sejam as PME e os serviços e indústrias de carácter essencial, até ao limite de 20% do
consumo total. Adicionalmente, esta entidade considerou que, para o sistema electroprodutor nacional fazer face às
necessidades efetivas de consumo, devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas
das centrais electroprodutores em regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos
interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
A capacidade de armazenamento das cavidades subterrâneas de gás no complexo do Carriço é suficiente para que,
no prazo em análise deste relatório (2015-2018), o SNGN seja capaz de superar eventuais situações críticas
prolongadas no tempo, garantindo o aprovisionamento de GN aos clientes protegidos e ao Sistema Elétrico Nacional
(SEN).
A avaliação de risco realizada, com base nos impactos potenciais dos cenários identificados e no histórico dos
principais incidentes verificados no SNGN desde a introdução do gás natural em Portugal, permite concluir que os 16
cenários identificados assumem níveis de severidade e de probabilidade de ocorrência que se traduzem em riscos de
nível médio e reduzido, isto é, dentro da zona aceitável do diagrama matriz de risco.
As medidas a tomar no curto prazo e até à próxima revisão da avaliação de risco constarão da proposta de Plano
Preventivo de Ação.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
SE 7
ÍNDICE
SUMÁRIO EXECUTIVO ..................................................................................................................................................1
CAPÍTULO I
Contexto da Avaliação de Risco do SNGN .............................................................................................1
1.
Objetivos do relatório........................................................................................................................................ 1
2.
Enquadramento Regulamentar .......................................................................................................................... 2
3.
Caraterização e parâmetros do SNGN ................................................................................................................ 3
3.1
Mercado................................................................................................................................................................. 3
3.1.1
Procura.......................................................................................................................................................... 3
3.1.2
Oferta............................................................................................................................................................ 7
3.2
Infraestruturas...................................................................................................................................................... 11
3.2.1
Descrição das infraestruturas da RNTIAT ...................................................................................................... 11
3.2.2
Utilização das infraestruturas ....................................................................................................................... 13
3.3
4.
Acordos Regionais ................................................................................................................................................ 15
Estabelecimento dos Critérios de Análise de Risco ........................................................................................... 17
4.1
Artigo 6º - norma relativa às infraestruturas (N-1) ................................................................................................. 17
4.2
Artigo 8º - norma relativa ao aprovisionamento (Clientes Protegidos) .................................................................... 19
CAPÍTULO II
Riscos do SNGN .................................................................................................................................. 22
5.
Identificação dos Riscos ................................................................................................................................... 22
6.
Análise dos Riscos............................................................................................................................................ 24
7.
6.1
Identificação dos Cenários de Risco ....................................................................................................................... 24
6.2
Probabilidade e Severidade dos Cenários de Risco ................................................................................................. 25
6.2.1
Definição dos níveis de probabilidade........................................................................................................... 25
6.2.2
Definição dos níveis de severidade ............................................................................................................... 25
6.2.3
Determinação da probabilidade e da severidade dos cenários identificados .................................................. 26
Avaliação dos Riscos - Matriz da Avaliação de Risco ......................................................................................... 37
7.1
CAPÍTULO III
8.
Definição da zona aceitável de Risco ..................................................................................................................... 37
Conclusões......................................................................................................................................... 39
Conclusões ...................................................................................................................................................... 39
GLOSSÁRIO
ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS
ANEXO I – Pressupostos RMSA GN 2014
ANEXO II – Comentários JRC ao relatório de avaliação dos riscos de 2012
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
CAPÍTULO I
1.
Contexto da Avaliação de Risco do SNGN
OBJETIVOS DO RELATÓRIO
Dando cumprimento ao estabelecido no Regulamento Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de
outubro, adiante designado por Regulamento, a Autoridade Competente designada por cada Estado-Membro - no
caso português, a DGEG - efetuou a avaliação dos riscos que afetam a segurança de aprovisionamento de gás natural,
contando para o efeito com a cooperação das empresas de gás natural.
O Regulamento estabelece as disposições destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento e o correto
funcionamento do mercado de gás natural, de acordo com três objetivos a ter em consideração na avaliação de riscos:
·
A segurança do aprovisionamento através do estabelecimento de um enquadramento que permita o
abastecimento físico contínuo de gás natural, independentemente das condições ótimas de funcionamento
do mercado;
·
A solidariedade e cooperação ao nível regional com o objetivo de identificar possíveis riscos a nível nacional e
regional, de forma a potenciar o reforço da segurança e a integridade do mercado europeu de energia;
·
A avaliação de riscos deve contemplar uma abordagem económica, garantindo a segurança do
aprovisionamento a um custo razoável e proporcional, sem impor externalidades exageradas aos agentes do
sector.
Neste contexto e de forma a contribuir para a gestão adequada dos riscos, a REN, enquanto concessionária da RNTGN,
procedeu a um conjunto de estudos e análises relativos às perturbações potenciais da RNTIAT na perspetiva das
infraestruturas e do aprovisionamento de gás para o horizonte 2015-2018. Estas análises são desenvolvidas no
Capítulo II, onde se identificam e avaliam os cenários de risco do SNGN.
No Capítulo III são apresentadas as conclusões da avaliação dos riscos que afetam o SNGN.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
1
2.
ENQUADRAMENTO REGULAMENTAR
De acordo com o artigo 9.º do Regulamento, a avaliação dos riscos que afetam a segurança do aprovisionamento de
gás deverá ser realizada na observância das normas relativas às infraestruturas e ao aprovisionamento descritas nos
artigos 6.º e 8.º.
Assim, a avaliação de riscos deverá ter em consideração as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes, como seja
a dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos de entrada e saída do Estado-Membro, a presença de
armazenamento e o papel do gás no cabaz energético, em particular no que se refere à produção de eletricidade e ao
funcionamento da indústria.
Para esta avaliação, foram elaborados cenários com procura excecionalmente elevada e contextos de perturbação do
aprovisionamento de gás decorrentes da falha das principais infraestruturas de oferta.
A norma relativa às infraestruturas determina que deverão ser tomadas todas as medidas necessárias para que, caso
se verifique uma interrupção da maior infraestrutura de gás (critério N-1), as restantes infraestruturas possam garantir
o abastecimento da procura total de gás durante um dia de procura excecionalmente elevada cuja probabilidade
estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos (1/20).
A norma relativa ao aprovisionamento descreve um conjunto de casos extremos de referência em que deverá ser
salvaguardado o aprovisionamento de gás natural a um conjunto de clientes considerados particularmente
vulneráveis, denominados de clientes protegidos.
De acordo com o Regulamento, os clientes protegidos abrangem os clientes domésticos ligados a uma rede de
distribuição de gás, podendo ser acrescidos das pequenas e médias empresas e serviços essenciais de carácter social,
desde que estes não representem mais do que 20% da utilização final do gás. Esta foi a opção tomada pela Autoridade
Competente.
Não obstante os casos genéricos indicados no Regulamento, os Estados-Membros podem adotar normas adicionais de
reforço do aprovisionamento, bem como outras obrigações adicionais baseadas na avaliação de risco. Tendo em vista
a utilização das reservas de segurança previstas no artigo 52º do Decreto-Lei n.º 231/2012 de 26 de Outubro,
considerou-se ainda que para proteção do sistema electroprodutor nacional, face às necessidades efetivas de
consumo, devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais
electroprodutoras do regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis assentes
em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Este documento utilizou os estudos prospectivos efectuados em 2014 para o sector do gás natural no contexto do
“RMSA-GN 2015-2030”, apresentando-se no Anexo I os cenários e os pressupostos que serviram de base à elaboração
do ”RMSA-GN 2015-2030”.
A avaliação dos riscos incorporou as normas e as boas práticas internacionais, e as recomendações efetuadas pelo
Joint Research Centre (da Comissão Europeia) ao relatório de avaliação de risco elaborado em 2012, e cujo
documento pode ser consultado em anexo a este relatório (Anexo II).
Este relatório foi alvo de consulta às principais entidades nacionais do setor do gás natural e incorporou, nesta versão,
os comentários relevantes recebidos.
2
3.
CARATERIZAÇÃO E PARÂMETROS DO SNGN
Neste capítulo identificam-se as principais caraterísticas do mercado e os parâmetros do SNGN à data de 26 de
dezembro de 2015.
3.1
MERCADO
3.1.1 PROCURA
Histórico da Procura 2010-2013
Na tabela 1 apresenta-se o histórico de consumo anual dos mercados convencional, elétrico e total para o período
compreendido entre os anos 2010 e 20131.
TABELA 1 - HISTÓRICO DE CONSUMO ANUAL DOS MERCADOS CONVENCIONAL, ELÉTRICO E TOTAL NO PERÍODO 2010-2013
2010
2011
2012
2013
35,5
36,2
38,3
44,5
Alta Pressão
10,4
10,9
12,9
18,9
Mercado Convencional
Distribuição
25,1
25,3
25,4
25,6
Mercado Elétrico
22,3
21,3
11,9
3,4
Mercado Total
57,8
57,5
50,2
47,9
Unid. TWh
Estimativa da Procura 2015-2018 (Cenário Base e Cenário Segurança de Abastecimento)
Na tabela 2 observa-se a estimativa de consumo anual dos cenários base e segurança de abastecimento dos mercados
convencional, elétrico e total, para o período compreendido entre os anos 2015 e 2018.1
1
Fonte: REN – cenários do RMSA-GN 2014
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
3
TABELA 2 - PREVISÃO DE CONSUMO ANUAL DOS CENÁRIOS BASE E SUPERIOR PARA O PERÍODO 2015-2018
2015
2016
2017
2018
Cenário Base
Mercado Convencional
44,7
45,4
45,9
46,5
Residencial
3,4
3,4
3,5
3,5
Terciário
3,0
3,0
3,1
3,1
Indústria
19,2
19,4
19,7
19,9
Cogeração
19,2
19,5
19,7
19,9
8,8
7,6
7,8
20,1
Mercado Elétrico - Regime Seco
16,9
15,5
15,6
31,4
Mercado Total - Média Regimes
53,6
53,0
53,7
66,6
Mercado Total - Regime Seco
61,6
60,9
61,5
77,9
46,1
46,9
47,6
48,3
3,4
3,5
3,6
3,7
Mercado Elétrico - Média Regimes
Cenário Segurança de Abastecimento
Mercado Convencional
Residencial
Terciário
3,0
3,1
3,2
3,3
Indústria
19,4
19,7
20,1
20,4
Cogeração
20,2
20,5
20,7
20,9
Mercado Elétrico - s/ desclassificação central Sines a carvão
8,8
7,6
7,8
8,2
Mercado Elétrico - Média Regimes
9,1
8,0
8,3
21,1
Mercado Elétrico - Regime Seco
17,4
16,2
16,5
32,4
Mercado Total - s/ desclassificação central Sines a carvão
54,9
54,5
55,4
56,4
Mercado Total - Média Regimes
55,2
54,9
55,9
69,4
Mercado Total - Regime Seco
63,5
63,0
64,1
80,6
Unid. TWh
Histórico das Pontas de consumo 2010-2013
Na tabela 3 apresenta-se o histórico de pontas de consumo dos mercados convencional, elétrico e total, e o fator de
simultaneidade da ponta, para o período compreendido entre os anos 2010 e 20131.
TABELA 3 - HISTÓRICO DE PONTAS DE CONSUMO PARA O PERÍODO 2010-2013
2010
2011
2012
2013
Mercado Convencional
126
120
133
149
Mercado Elétrico
107
117
85
58
Mercado Total
225
224
207
Fator de Simultaneidade
96%
95%
95%
201
Unid. GWh/d
98%
Estimativa das Pontas de consumo 2015-2018
Na tabela 4 observa-se a estimativa para as pontas de consumo diário dos cenários central e superior do mercado
convencional, elétrico e total, relativa ao período compreendido entre os anos 2015 e 20181.
4
TABELA 4 - PONTAS DE CONSUMO PARA O PERÍODO 2015-2018
2015
2016
2017
2018
Mercado Convencional
Cenário Base
Ponta provável
146
148
150
151
Ponta extrema
159
161
163
165
Cenário Segurança de Abastecimento
Ponta provável
150
152
154
156
Ponta extrema
164
166
169
172
Ponta provável
109
101
107
152
Ponta extrema
118
115
116
174
Mercado Elétrico
Cenário Base
Cenário Segurança de Abastecimento
Ponta provável
109
104
108
154
Ponta extrema
119
116
119
174
119
116
119
118
Ponta provável
255
249
257
303
Ponta extrema
277
277
280
339
Ponta extrema
(1)
Mercado Total
Cenário Base
Cenário Segurança de Abastecimento
Ponta provável
260
256
262
310
Ponta extrema
283
282
288
346
283
282
288
289
Ponta extrema
(1)
Unid. GWh/d
Nota:
(1)
Cenário sem desclassificação da central térmica de Sines a carvão
Peso do gás natural no consumo de energia primária e energia final em Portugal
Ao analisar o consumo de gás natural no ano de 2013, verifica-se que este tem um peso de 17,4% no consumo total de
energia primária, e um peso de 10,0% no consumo total de energia final do país2.
Liberalização do Mercado Retalhista
Em 2013 o SNGN apresentava um total de 1,352 milhões de clientes finais de gás natural, dos quais 1,347 milhões são
clientes residenciais e de pequenos negócios, com consumos inferiores a 10 000 m3/ano. Verifica-se ainda que cerca
de 45% do mercado residencial e de pequenos negócios encontra-se liberalizado.
3
O mercado industrial, que apresenta consumos entre 10 000 e 1 000 000 m /ano por ponto de entrega, tem um total
de 4,3 milhares de clientes. Cerca de 70% do mercado industrial encontra-se liberalizado.
2
Fonte: DGEG
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
5
O mercado de grandes clientes com um consumo superior a 1 000 000 m3/ano apresenta um total de 251 clientes.
3
Este mercado encontra-se totalmente liberalizado.
Verifica-se que o maior comercializador de gás natural a atuar em Portugal detém cerca de 68% do volume de entrega
de gás natural a clientes finais do SNGN (segundo dados de 2013).4
Consumo dos Clientes Protegidos (Mercado Convencional)
Na tabela 5 apresenta-se a estimativa de consumo dos clientes protegidos do mercado convencional, tendo em conta
as condições referidas no artigo 8º do Regulamento (norma relativa ao aprovisionamento) e no Decreto-Lei Nº
231/2012.
TABELA 5 - CONSUMO DOS CLIENTES PROTEGIDOS
DO MERCADO CONVENCIONAL (ARTIGO 8º DO REGULAMENTO)
2015
2016
2017
2018
14256
14452
14634
14814
Cenário Base
Consumos protegidos
Consumo 7 dias
396
402
407
412
Consumo 30 dias máximo
1596
1618
1639
1659
Consumo 30 dias médio
1402
1421
1439
1457
14693
14934
15161
15387
Consumo 7 dias
409
415
422
428
Consumo 30 dias máximo
1645
1672
1698
1723
Consumo 30 dias médio
1445
1469
1491
Cenário Segurança de Abastecimento
Consumos protegidos
1513
Unid. GWh
Consumo do Mercado Elétrico - 30 dias de consumo extremo
Na tabela 6 apresenta-se a estimativa para o consumo do mercado elétrico não interruptível na ocorrência de 30 dias
de procura excecionalmente elevada.
TABELA 6 - CONSUMO EXTREMO DE 30 DIAS DO MERCADO ELETRICO NÃO INTERRUPTÍVEL
2015
2016
2017
2018
Consumo ME c/ desclassificação central Sines a carvão
839
817
910
1863
Consumo ME s/ desclassificação central Sines a carvão
839
817
910
939
Unid. GWh
3
Fonte: ERSE
4
Fonte: REN
6
Preço de venda de gás natural para o mercado residencial e industrial
Na tabela 7 apresenta-se o preço de venda de gás natural para o consumidor residencial (escalão de consumo de 20 a
5
200 GJ/ano) e para o mercado industrial (escalão de consumo de 10 000 a 100 000 GJ/ano).
TABELA 7 - PREÇO DE VENDA DE GÁS NATURAL PARA O MERCADO DOMÉSTICO E PARA O MERCADO INDUSTRIAL
2010 S1
2010 S2
2011 S1
2011 S2
2012 S1
2012 S2
2013 S1
2013 S2
Consumidor residencial
59,36
62,96
61,02
73,83
73,87
85,28
83,63
93,34
Consumidor industrial
27,43
33,41
34,05
38,08
40,03
41,97
41,95
41,97
Unid. €/MWh
3.1.2 OFERTA
Produção
Não existe produção de gás natural em Portugal.
Cota de importação do maior importador do SNGN
O maior importador de gás natural a atuar em Portugal detém cerca de 88% da quantidade de entrada no SNGN
(segundo dados de 2013).5
Repartição da oferta na RNTGN
Analisando o período compreendido entre os anos 2008 e 2012, verificou-se um padrão de estabilização da repartição
de entradas de gás por Sines e por Campo Maior, com valores de aproximadamente 55% de GNL por Sines e 45% de
GN por Campo Maior.
Em 2013, a repartição de entradas de gás na RNTGN foi de 40,0% por Sines (maioritariamente GNL Nigeriano), 55,8%
por Campo Maior (maioritariamente GN Argelino), 0,7% por Valença do Minho e 3,5% pelo AS do Carriço. O ponto de
entrada de Valença do Minho, apesar de ser gás natural, é maioritariamente gás com proveniência do Terminal de
GNL de Mugardos em Espanha.
Fontes de Importação de GN/GNL
Na tabela seguinte são apresentados os valores de energia aprovisionados para abastecimento do SNGN no ano de
2013, desagregados por GN e GNL, e por origem de aprovisionamento.
A análise desta tabela permite concluir que, apesar da diversificação de origens de aprovisionamento potenciada pelo
terminal de GNL de Sines, o SNGN continua a depender de dois grandes países fornecedores de gás, a Argélia e a
Nigéria, com um total de 72,6% do total de gás aprovisionado.
5
Fonte: DGEG
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
7
TABELA 8 - APROVISIONAMENTO DO SNGN EM 2013
Quantidade
[Mm3(n)]
2 129
48,4%
458
10,4%
2 587
58,8%
3
0,1%
Total
3
0,1%
Argélia
Nigéria
Noruega
Qatar
Trinidad e Tobago
Egipto
Outros
Total
45
1 068
247
246
77
86
42
1 811
1,0%
24,3%
5,6%
5,6%
1,7%
2,0%
1,0%
41,1%
Total Global
4 401
100,0%
Argélia
GN
Outras origens
Total
Camião Cisterna
(GNL)
Navios
(GNL) (1)
Fração do total
[%]
Outras origens
Notas:
(1) Valores determinados após dedução de recargas de GNL realizadas no TGNL de Sines.
Índice de Herfindahl Hirschman do aprovisionamento
O índice de Herfindahl Hirschman (HHI) aplicado às fontes de aprovisionamento permite medir o grau de
diversificação das origens do gás. Este índice resulta do somatório dos pesos relativos de cada uma das fontes de
aprovisionamento elevadas ao quadrado e o seu valor varia entre 0 e 1. Quanto menor for o valor de HHI maior será o
grau de diversificação das fontes de aprovisionamento.
Atualmente, o índice de Herfindahl Hirschman em Portugal é de 0,36. Para o cálculo deste valor, teve-se em
consideração os dados relativos ao aprovisionamento do SNGN no ano de 2013. Dado não existir um referencial aceite
internacionalmente no setor, refere-se que em Espanha o índice de Herfindahl Hirschman do aprovisionamento é de
0,22.
Índice de Herfindahl Hirschman da capacidade
O índice de Herfindahl Hirschman aplicado à capacidade permite medir o grau de diversificação dos pontos de oferta
disponíveis para o abastecimento dos consumos do SNGN. Este índice resulta do somatório das frações da capacidade
de cada um dos pontos de oferta elevadas ao quadrado e o seu valor varia entre 0 e 1. Quanto menor for o valor de
HHI maior será o grau de diversificação dos pontos de oferta.
8
Atualmente, o índice de Herfindahl Hirschman da capacidade em Portugal é de 0,45. Para o cálculo deste valor, tevese em consideração as capacidades da RNTIAT no ano de 2013. Dado não existir um referencial aceite
internacionalmente no setor, refere-se que em Espanha o índice de Herfindahl Hirschman da capacidade é de 0,13.
Contratos de Longo Prazo e Gasodutos Internacionais
A Galp Energia é o principal comercializador a atuar em Portugal e a sua estratégia de aprovisionamento visa satisfazer
a procura através da celebração de contratos de longo prazo com a Argélia para fornecimento de GN, com a Nigéria
para fornecimento de GNL, e também através de compras em mercado spot.
O preço de compra do gás natural no âmbito dos contratos de aquisição de longo prazo é geralmente calculado
segundo uma fórmula de preço estabelecida com base no preço de combustíveis alternativos, como os benchmarks do
preço do crude e outros elementos, nomeadamente a inflação e as taxas de câmbio. Tipicamente, a fórmula de preço
destes contratos prevê o seu ajustamento periódico com base nas variações do benchmark escolhido.
A Galp Energia dispõe dos seguintes contratos de longo prazo para aprovisionamento do mercado nacional.
TABELA 9 - CONTRATOS DE LONGO PRAZO DO MAIOR COMERCIALIZADOR A OPERAR EM PORTUGAL
Contratos
País de origem
Quantidade
(Mm³/ano)
Duração do
contrato (anos)
Data de início do
contrato
Data de fim do
contrato
NLNG I (GNL)
Nigéria
420
20
2000
2021
NLNG II (GNL)
Nigéria
1.000
20
2003
2023
NLNG+ (GNL)
Nigéria
2.000
20
2006
2026
Sonatrach (GN)
Argélia
2.300
23
1997
2020
Por norma, os contratos de compra de gás natural a longo prazo definem uma quantidade mínima anual a adquirir e
uma margem de flexibilidade para cada ano. Estes contratos costumam estabelecer uma obrigação de take or pay,
que obriga a comprar as quantidades acordadas de gás natural independentemente da respetiva necessidade ocorrer
ou não. Estes contratos permitem transferir quantidades de um ano para o outro, dentro de determinados limites, se
a procura for inferior aos níveis mínimos anuais estabelecidos.
Embora sejam de duração igual ou superior a 20 anos, os contratos de aprovisionamento de longo prazo preveem a
possibilidade de renegociação ao longo da vigência do contrato de acordo com regras contratualmente definidas.
O abastecimento através do contrato de longo prazo com a Sonatrach é assegurado através dos contratos de
transporte da Galp Energia nos gasodutos internacionais Europe-Maghreb pipeline (EMPL), Al-Andaluz e Extremadura.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
9
FIGURA 1 - GASODUTOS INTERNACIONAIS
Em Espanha, duas empresas de gasodutos detêm a capacidade de transporte entre Tarifa e a fronteira portuguesa em
Campo Maior: a Gasoduto Al-Andaluz, proprietária do gasoduto que liga Tarifa a Córdoba, e a Gasoduto Extremadura,
proprietária do gasoduto que liga Córdoba a Campo Maior. A Galp Energia detém uma participação minoritária nestas
sociedades e o restante capital é detido pela Enagas, S. A. Os direitos de capacidade sobre estes gasodutos expiram
em 2020.
O gasoduto Europa-Magreb liga as jazidas de Hassi R’Mel na Argélia à rede de transporte da Enagas, a qual, por sua
vez, está ligada à rede nacional de transporte em Campo Maior através dos gasodutos em Espanha.
A Galp Energia detém também participações minoritárias da EMPL – Europe Maghreb Pipeline, Ltd (EMPL) e da
Metragaz (operador marroquino do gasoduto de transporte). O restante capital é detido por uma filial da empresa
Gas Natural SDG S.A. A EMPL foi responsável pela construção do gasoduto e detém os respetivos direitos de
capacidade da fronteira marroquino-argelina à costa espanhola em Tarifa, até 2020. A Metragaz é responsável pela
operação e pela manutenção do gasoduto.
10
3.2
INFRAESTRUTURAS
3.2.1 DESCRIÇÃO DAS INFRAESTRUTURAS DA RNTIAT
Rede Nacional de Transporte de Gás Natural
A rede nacional de transporte de gás natural (RNTGN) é a infraestrutura utilizada para efetuar a receção, o transporte
e a entrega de gás natural em alta pressão em Portugal. Para o desempenho destas atividades, fazem parte da RNTGN
os seguintes equipamentos principais:
•
1375 Km de gasoduto principal de transporte e ramais de alta pressão com diâmetros compreendidos entre
150 a 800 mm, destinados ao transporte de gás natural;
•
84 Estações de regulação e medição de gás nos pontos de entrega (GRMS), que se destinam à regulação da
pressão e posterior medição do gás natural entregue às redes de distribuição e aos clientes em alta pressão
(AP);
•
65 Estações de junção para derivação (JCT), que se destinam ao seccionamento do gasoduto principal de
transporte e/ou do respetivo ramal de derivação;
•
46 Estações de válvula de seccionamento (BV – Block valve station), destinadas ao seccionamento do
gasoduto principal de transporte;
•
5 Estações de interligação em T (ICJCT), que se destinam à derivação em T do gasoduto principal de
transporte, permitindo o seccionamento apenas do respetivo ramal associado;
•
2 Estações de transferência de custódia (CTS), destinadas à medição e à transferência de custódia com a rede
interligada de Espanha.
Terminal de GNL de Sines
O Terminal de GNL de Sines integra o conjunto das infraestruturas destinadas à receção e expedição de navios
metaneiros, armazenamento e regaseificação de GNL para a rede de transporte, bem como o carregamento de GNL
em camiões cisterna. Descrevem-se de seguida as atividades referidas anteriormente e quantifica-se a capacidade
associada a cada uma delas:
·
Receção e descarga de navios metaneiros
A instalação portuária inclui um cais de acostagem para navios, braços articulados de descarga e linhas
de descarga, recirculação e retorno de vapor de GNL. A capacidade de descarga é de 10 000 m3/h de
GNL e a capacidade de receção é de 82 navios metaneiros por ano com volumes entre 40 000 e 216 000
3
m de GNL.
·
Armazenamento de GNL
Depois de descarregado, o GNL é armazenado em tanques onde é mantido a uma temperatura de 160oC e a uma pressão próxima da pressão atmosférica. A capacidade de armazenagem é de 2 569
GWh, correspondente a dois tanques de 120 000 m3 de GNL e um tanque de 150 000 m3 de GNL.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
11
·
Regaseificação para a RNTGN
A regaseificação é um processo físico de vaporização de GNL que recorre à permuta térmica do gás com
água do mar em vaporizadores atmosféricos. Para o desempenho deste processo a infraestrutura possui
sete vaporizadores atmosféricos com uma capacidade unitária de 64,3 GWh/dia (equivalente a 225 000
3
3
m (n)/h). A capacidade de emissão nominal é de 321,3 GWh/dia (equivalente a 1 125 000 m (n)/h), com
uma capacidade de ponta horária de 1 350 000 m3(n)/h).
·
Carregamento de camiões cisterna
O TGNL de Sines permite o carregamento de camiões cisterna de GNL, possibilitando o abastecimento às
unidades autónomas de regaseificação (UAG) situadas em zonas de Portugal que não podem ser
abastecidas pela rede de gás natural de alta pressão. Para esta atividade, o TGNL dispõe de três baías de
enchimento com uma capacidade total de 175 m3/h de GNL.
·
Carregamento de navios metaneiros
A infraestrutura do TGNL possibilita também o carregamento total ou parcial de navios metaneiros,
utilizando-se a mesma instalação portuária e o equipamento de descarga de navios.
Armazenamento Subterrâneo do Carriço
Nas instalações de armazenamento subterrâneo do Carriço o gás natural é armazenado em alta pressão nas cavidades
criadas no interior de um maciço salino, a profundidades superiores a mil metros. Em 26 de dezembro de 2014
encontravam-se em operação três cavidades da REN Armazenagem e duas cavidades da Transgás Armazenagem, com
uma capacidade total de armazenamento de 3 174 GWh (267 Mm3). As cinco cavidades utilizam a mesma estação de
gás de superfície, que permite a movimentação bidirecional de fluxo, ou seja, a injeção de gás da rede de transporte
para as cavidades e a extração de gás das cavidades para a rede de transporte. A capacidade de injeção é de 23,8
GWh/dia (equivalente a 83 350 m3(n)/h) e a capacidade de extração é de 85,7 GWh/dia (equivalente a 300 000
m3(n)/h).
Capacidades atuais dos pontos relevantes da RNTGN (incluindo bidireccionalidade de fluxo)
A tabela 10 apresenta as capacidades atuais dos pontos relevantes da RNTGN na sua fronteira com os pontos de
oferta e de procura.
12
TABELA 10 - CAPACIDADES
DOS PONTOS RELEVANTES DA RNTGN (EM 26 DE DEZEMBRO DE 2014)
Pontos relevantes
TGNL de Sines
Capacidade diária
Capacidade de regaseificação: 222,8 GWh/dia, equivalente a 780 010
m3(n)/h
Capacidade saída (injeção no AS): 23,8 GWh/dia, equivalentes a 83 350
AS do Carriço
3
m (n)/h
Capacidade entrada (extração do AS para a RNTGN): 85,7 GWh/dia,
equivalentes a 300 000 m3(n)/h
3
Interligação de Campo Maior
Capacidade entrada: 134,2 GWh/dia, equivalente a 470 000 m (n)/h
Capacidade saída: 35,0 GWh/dia, equivalente a 122 500 m3(n)/h nos meses
de Inverno (Novembro a Abril do ano seguinte)
Capacidade saída: 70,0 GWh/dia, equivalente a 245 000 m3(n)/h nos meses
de Verão (Maio a Outubro)
Interligação de Valença do Minho
Capacidade entrada: 30,0 GWh/dia, equivalente a 105 000 m3(n)/h nos
meses de Inverno (Novembro a Abril do ano seguinte)
Capacidade entrada: 40,0 GWh/dia, equivalente a 140 000 m3(n)/h nos
meses de Verão (Maio a Outubro)
Capacidade saída: 25,0 GWh/dia, equivalente a 87 500 m3(n)/h
Total dos pontos de entrega (GRMS)
Capacidade saída: 708,6 GWh/dia, equivalente a 2 481 000 m3(n)/h
3.2.2 UTILIZAÇÃO DAS INFRAESTRUTURAS
Taxa de utilização dos pontos relevantes da RNTGN (incluindo bidireccionalidade de fluxo)
Determinaram-se as taxas de utilização das infraestruturas do SNGN verificadas nos últimos dois anos. A taxa de
utilização máxima é calculada de acordo com o quociente do registo do dia máximo em cada ponto, pela capacidade
máxima disponível. A taxa de utilização média resulta do quociente da utilização média diária anual em cada ponto,
pela capacidade máxima disponível.
Na tabela 11 apresentam-se as taxas de utilização dos pontos relevantes da RNTGN, verificadas nos anos 2012 e 2013.
TABELA 11 - TAXA DE UTILIZAÇÃO (TU) DOS PONTOS RELEVANTES DA RNTGN
Campo Maior
Valença do Minho
TU Média
2012
2013
TU Máxima
2012
2013
Entrada
55%
56%
89%
82%
Saída
0%
0%
0%
0%
Entrada
2%
3%
100%
82%
Saída
0%
0%
0%
0%
29%
25%
76%
71%
Extração
3%
5%
96%
99%
Injeção
10%
22%
100%
99%
TGNL Sines - Regaseificação
AS Carriço
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
13
Para os anos apresentados, apesar das taxas de utilização média dos dois principais pontos de entrada do SNGN terem
sido relativamente reduzidas, entre 29% e 25% no TGNL de Sines e 55% a 56% em Campo Maior, verifica-se que as
taxas de utilização máxima verificadas apresentam valores significativos, entre 76% e 71% no TGNL de Sines e entre
89% e 82% na interligação de Campo Maior.
O ponto de oferta de Valença do Minho apresentou uma utilização média de 2% em 2012 e 3% em 2013, verificandose uma utilização máxima diária de 100% em 2012 e 82% em 2013. A diferença entre a taxa de utilização média e
máxima é justificada pelo facto da interligação de Valença do Minho ter uma solicitação comercial reduzida, optando
o gestor do sistema por efetuar uma utilização física pontual da interligação, sendo que, quando é utilizada, são
usados caudais próximo do limite de capacidade da interligação.
As interligações de Campo Maior e de Valença do Minho não foram utilizadas para exportação física de gás natural (no
sentido Portugal – Espanha), verificando-se assim taxas de utilização média e máxima de 0% em 2012 e 2013.
O AS do Carriço, usado maioritariamente para a manutenção das Reservas de Segurança, apresentou na capacidade
de extração uma utilização média de 3% em 2012 e 5% em 2013 e uma utilização máxima de 96% em 2012 e 99% em
2013. A capacidade de injeção apresentou uma utilização média de 10% em 2012 e 22% em 2013 e uma utilização
máxima de 100% em 2012 e 99% em 2013. A diferença verificada na taxa de utilização média obtida nos processos de
injeção/extração pode dever-se à diferença na capacidade máxima disponível e não ao volume anual injetado e
extraído.
Taxa de utilização da capacidade de armazenamento do TGNL de Sines e do AS do Carriço
Relativamente à utilização das infraestruturas de armazenamento da RNTIAT, determinaram-se as taxas de utilização
média e máxima, verificadas nos últimos dois anos. A taxa de utilização média corresponde ao quociente entre a
existência média diária registada em cada ano e a capacidade máxima da infraestrutura nesse ano. A taxa de utilização
máxima corresponde ao quociente entre o valor diário máximo de existências e a capacidade máxima da
infraestrutura nesse ano.
TABELA 12 - TAXA DE UTILIZAÇÃO (TU) DA CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO DO TGNL DE SINES DO AS DO CARRIÇO
TU Média
2012
2013
TU Máxima
2012
2013
TGNL de Sines
53%
70%
97%
100%
AS Carriço
87%
74%
95%
91%
A taxa de utilização média do armazenamento de GNL no TGNL de Sines aumentou de 53% em 2012, para 70% em
2013. A capacidade máxima dos tanques de GNL foi utilizada a 97% em 2012 e a 100% no ano 2013.
Verificou-se que o AS do Carriço registou uma taxa de utilização média de 87% em 2012 e de 74% em 2012, e uma
taxa de utilização máxima de 95% em 2012 e de 91% em 2013.
14
TABELA 13 - TAXA DE UTILIZAÇÃO (TU) DOS SLOTS DE NAVIOS E DAS BAÍAS DE ENCHIMENTO DE CAMIÕES CISTERNA DO TGNL DE SINES
TU de slots de navios
TU da capacidade de enchimento
de camiões cisterna
2012
31%
2013
56%
24%
30%
Constata-se que a taxa de utilização da janela temporal de descarga de GNL designada por slot aumentou de 31% em
2012 para 56% em 2013. Este aumento deve-se ao facto de o TGNL ter recebido mais 14 navios em 2013 (num total de
41 navios), por comparação com 2012 que apresenta um registo total de 27 navios.
A taxa de utilização das baías de enchimento de cisternas rodoviárias aumentou de 24% em 2012 para 30% em 2013.
Esta evolução da taxa de utilização justificou-se com o aumento da quantidade de energia carregada em cisterna (de
776 GWh em 2012 para 956 GWh em 2013).
3.3
ACORDOS REGIONAIS
Acordo de Assistência Mútua e Acordo de Operação Conjunta
Em conformidade com o artigo 194º do tratado sobre o funcionamento da União Europeia e de acordo com o artigo
6º da Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho de 13 de julho de 2009 que estabelecem regras
comuns para o mercado interno de gás natural, e de acordo com o artigo 12º do Regulamento 715/2009, a
cooperação regional dos TSOs reflete o espírito de solidariedade e constitui um dos pilares em que se baseia o
Regulamento Nº 994/2010, que tem por objetivo o reforço da segurança do aprovisionamento de gás e a integridade
do mercado europeu de energia.
Neste sentido, a REN e a Enagas anteciparam-se à regulação europeia, tendo alcançado um primeiro Acordo de
Assistência Mútua em setembro de 2006, atualizando-o anualmente até ao ano de 2010.
No ano de 2011 a REN e a Enagas alcançaram um Acordo de Operação Conjunta para as duas interligações entre
Portugal e Espanha, com vigência indefinida. Este acordo contempla entre outros aspetos e dando cumprimento à
legislação em vigor em Portugal e em Espanha, um protocolo para aplicação em caso de ocorrências excecionais de
emergência, nomeadamente: diminuição de capacidade técnica disponível; falha no aprovisionamento de gás com
risco de incumprimento da satisfação da procura; redução de pressão devido a um aumento de procura na sequência
de condições meteorológicas severas; e a outras situações que possam ter impacte na segurança do
aprovisionamento.
O Acordo de Operação Conjunta prevê ainda a cedência mútua entre os TSOs de um OBA (operational balancing
agreement) até 280 GWh. No caso da avaliação da situação prever a necessidade de quantidades de GN superiores a
280 GWh, deve ser elaborado um plano conjunto com os agentes de mercado afetados para que sejam realizadas as
nomeações necessárias para a resolução da incidência.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
15
Norma das infraestruturas regional (N-1 regional)
Considerando o contexto ibérico de avaliação de riscos e a especificidade das redes de transporte de cada país, as
autoridades competentes de Portugal e de Espanha decidiram não implementar a norma das infraestruturas (N-1) a
nível regional. Efetivamente, Portugal e Espanha são consideradas duas regiões distintas, devendo ser cumpridos os
critérios do Regulamento para cada um dos países.
16
4.
ESTABELECIMENTO DOS CRITÉRIOS DE ANÁLISE DE RISCO
Para o estabelecimento dos critérios de risco, de acordo com o Regulamento, identificaram-se os cenários de
perturbação do aprovisionamento de gás decorrentes da falha da principal infraestrutura de oferta em Portugal e os
cenários de procura excecionalmente elevada dos clientes protegidos.
Consideram-se clientes protegidos os clientes domésticos ligados a uma rede de distribuição de gás e as pequenas e
médias empresas e serviços e indústrias essenciais de carácter social, desde que estes não representem mais do que
20% da utilização final do gás.
4.1
ARTIGO 6º - NORMA RELATIVA ÀS INFRAESTRUTURAS (N-1)
As normas relativas às infraestruturas estipulam que deverão ser tomadas todas as medidas necessárias para que,
caso se verifique uma interrupção da maior infraestrutura de gás (critério N-1), as restantes infraestruturas possam
garantir o abastecimento da procura total de gás durante um dia de procura excecionalmente elevada cuja
probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos.
De modo a avaliar a suficiência da RNTIAT para assegurar o abastecimento da procura na ocorrência de uma falha do
Terminal GNL de Sines, que constitui a maior componente de oferta, foi calculado o balanço de capacidade para a
ponta extrema de consumos (ponta 1/20 anos - procura total de gás durante um dia de procura de gás
excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos) do cenário de
segurança do abastecimento. Para a avaliação do cumprimento do critério N-1 não foram consideradas medidas de
atuação do lado da procura por não existir um quadro regulamentar que permita a aplicação destas medidas com
base no mercado, condição indispensável para que os respetivos volumes sejam considerados na aplicação desta
norma. No lado da oferta foram consideradas as capacidades máximas diárias de cada uma das componentes, com
exceção da capacidade da maior infraestrutura individual de gás (TGNL de Sines) no cenário N-1.
Na tabela 14 apresentam-se os balanços de capacidade para a ponta extrema de consumos bem como os balanços de
capacidade relativos aos cenários de falha da instalação de superfície do AS Carriço e das interligações de Campo
Maior e de Valença do Minho, de modo a conferir os saldos de capacidade e os índices de cobertura dos cenários que
não se enquadram nas situações de N-1.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
17
TABELA 14 - EVOLUÇÃO DO CRITÉRIO N-1 E ANÁLISE DE FALHA DAS INTERLIGAÇÕES PARA A PONTA 1/20 DO CENÁRIO DE SEGURANÇA DO
ABASTECIMENTO
Avaliação do Artº 6º - Normas relativas às IE
2015
2016
2017
2018
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) c/ desclassificação central Sines a carvão
Mercado convencional
Sector eléctrico - Com desclassificação central Sines a carvão
282,9
163,8
119,1
282,4
166,5
116,0
287,7
169,0
118,7
345,7
171,5
174,2
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) s/ desclassificação central Sines a carvão
Mercado convencional
Sector eléctrico - Sem desclassificação central Sines a carvão
282,9
163,8
119,1
282,4
166,5
116,0
287,7
169,0
118,7
289,4
171,5
117,9
Capacidade de oferta
Terminal GNL de Sines
Interligação de Campo Maior/Badajoz
Interligação de Valença do Minho/Tui
Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
472,7
515,6
521,3
521,3
222,8
134,2
30,0
222,8
134,2
30,0
228,5
134,2
30,0
228,5
134,2
30,0
85,7
128,6
128,6
128,6
222,8
-33,0
222,8
10,4
228,5
5,1
228,5
-52,9
88%
104%
102%
85%
222,8
-33,0
222,8
10,4
228,5
5,1
228,5
3,4
88%
104%
102%
134,2
55,6
120%
134,2
99,0
135%
134,2
99,4
135%
134,2
41,4
112%
134,2
55,6
120%
134,2
99,0
135%
134,2
99,4
135%
134,2
97,7
134%
Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines com desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura
Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines sem desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura
Cenário com falha da Interligação de Campo Maior com desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Interligação Campo Maior
Saldo de capacidade
Falha da Interligação Campo Maior - Índice de Cobertura
101%
Unid. GWh/d
Cenário com falha da Interligação de Campo Maior sem desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Interligação Campo Maior
Saldo de capacidade
Falha da Interligação Campo Maior - Índice de Cobertura
Cenário com falha da Interligação Valença do Minho com desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Valença do Minho
Saldo de capacidade
Falha da 3ª Interligação Valença do Minho - Índice de Cobertura
30,0
30,0
30,0
30,0
159,8
156%
203,2
172%
203,6
171%
145,6
142%
Cenário com falha da Interligação Valença do Minho sem desclassificação central Sines a carvão
18
Capacidade indisponível: Valença do Minho
Saldo de capacidade
Falha da 3ª Interligação Valença do Minho - Índice de Cobertura
30,0
30,0
30,0
30,0
159,8
156%
203,2
172%
203,6
171%
201,9
170%
Cenário com falha do Armazenamento Subterrâneo (Carriço) com desclassificação central Sines
a carvão
Capacidade indisponível: Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
Saldo de capacidade
Falha do Armazenamento Subterrâneo (Carriço) - Índice de Cobertura
85,7
128,6
128,6
128,6
104,1
137%
104,6
137%
105,0
136%
47,0
114%
Cenário com falha do Armazenamento Subterrâneo (Carriço) sem desclassificação central Sines
a carvão
Capacidade indisponível: Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
Saldo de capacidade
Falha do Armazenamento Subterrâneo (Carriço) - Índice de Cobertura
85,7
128,6
128,6
128,6
104,1
137%
104,6
137%
105,0
136%
103,3
136%
Unid. GWh/d
Da análise da tabela 14, conclui-se:
·
Em ambos os cenários de desclassificação e de não desclassificação da central térmica de Sines a carvão,
a capacidade atual existente na RNTIAT é insuficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 no
ano 2015, decorrente da eventual falha do Terminal GNL em simultâneo com uma ponta de consumos
excecionalmente elevada (Ponta Extrema 1/20 do Cenário Segurança do Abastecimento), verificando-se
um saldo de capacidade deficitário de 33 GWh/d, equivalente a uma margem de cobertura de 88%.
·
A otimização da estação de gás do AS do Carriço em 2016 irá oferecer uma capacidade adicional de 42,9
GWh/d (diferença de 128,6 GWh/d para 85,7 GWh/d), permitindo deste modo o cumprimento do
critério N-1 nos anos 2016 e 2017 em ambos os cenários de desclassificação e de não desclassificação da
central térmica de Sines a carvão. No entanto, deve referir-se que os saldos de capacidade e as margens
de cobertura obtidos em 2016 e 2017 são reduzidos, cifrando-se em 10,4 e 5,1 GWh/d, e 104% e 102%,
respetivamente.
·
No ano de 2018, no cenário de desclassificação da central térmica de Sines a Carvão, irá verificar-se um
aumento da ponta do sector elétrico, e deste modo a capacidade de oferta será insuficiente para o
cumprimento do critério N-1. O saldo negativo de capacidade será de 52,9 GWh/d, correspondente a
uma margem de cobertura de 85%. No cenário de não desclassificação da central de carvão de Sines,
verifica-se que a capacidade da RNTIAT é suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 no ano
de 2018, verificando-se um índice de cobertura de 101% e um saldo de capacidade reduzido de 3,4
GWh/d.
·
Os cenários de falha na instalação de superfície do AS Carriço e nas interligações de Campo Maior e
Valença do Minho apresentam saldos de capacidade positivos em todo o horizonte temporal analisado
(2015-2018), tanto no cenário de desclassificação da central térmica de Sines a carvão, como no cenário
de não desclassificação da central térmica de Sines a carvão.
4.2
ARTIGO 8º - NORMA RELATIVA AO APROVISIONAMENTO (CLIENTES PROTEGIDOS)
A norma relativa ao aprovisionamento descreve um conjunto de casos extremos de referência em que deverá ser
salvaguardado o aprovisionamento de gás natural aos clientes protegidos, de acordo com as condições definidas no
Artigo 8º do Regulamento:
·
Temperaturas extremas durante um período de pico de sete dias cuja probabilidade estatística de ocorrência
seja uma vez em 20 anos;
·
Um período de pelo menos 30 dias de procura de gás excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística
de ocorrência seja de uma vez em 20 anos;
·
Um período de pelo menos 30 dias em caso de interrupção no funcionamento da maior infraestrutura de
aprovisionamento de gás em condições invernais médias.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
19
De acordo com o regulamento, os clientes protegidos abrangem os clientes domésticos ligados a uma rede de
distribuição de gás, podendo ser acrescidos das pequenas e médias empresas e serviços essenciais de carácter social,
desde que estes não representem mais do que 20% da utilização final do gás.
Não obstante os casos genéricos indicados no regulamento, os Estados-Membros podem adotar normas adicionais de
reforço do aprovisionamento, bem como outras obrigações adicionais baseadas na avaliação de risco. Tendo em vista
a utilização das reservas de segurança previstas no Art.º 52º do DL n.º 231/2012 de 26 de Outubro, considerou-se
ainda que para proteção do sistema electroprodutor nacional face às necessidades efetivas de consumo devem ser
consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutoras do regime
ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de
aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Na tabela 15 são apresentados os resultados da avaliação dos cenários de evolução da procura com a desclassificação
e sem a desclassificação da central térmica de Sines a carvão, através da determinação das necessidades de
capacidade de armazenamento para uma procura de gás excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de
ocorrência seja de uma vez em 20 anos (1/20).
TABELA 15 - AVALIAÇÃO DO CENÁRIO DE 30 DIAS DE PROCURA EXCECIONALMENTE ELEVADA (1/20 ANOS) ARTIGO 8º NORMA RELATIVA
AO
APROVISIONAMENTO
Avaliação do Artº 8º - Norma relativa ao aprovisionamento
2015
2016
2017
2018
2485
2489
2607
3586
Clientes protegidos do mercado convencional
1645
1672
1698
1723
Mercado eletricidade (s/ Turbogás e s/ Lares) c/ desclassificação da central de Sines a carvão
839
817
910
1863
30 dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
2485
2489
2607
2662
Clientes protegidos do mercado convencional
1645
1672
1698
1723
Mercado eletricidade (s/ Turbogás e s/ Lares) s/ desclassificação da central de Sines a carvão
839
817
910
939
Capacidade de armazenamento
6408
6408
6408
6408
Terminal GNL de Sines
2569
2569
2569
2569
Armazenamento Subterrâneo do Carriço
3839
3839
3839
3839
Saldo de armazenamento do AS do Carriço - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
1355
1350
1232
253
Saldo de armazenamento da RNTIAT - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
3924
3919
3801
2822
Saldo de armazenamento do AS do Carriço - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
1355
1350
1232
1177
Saldo de armazenamento da RNTIAT - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
3924
3919
3801
3746
0
0
0
Necessidades de Reservas de Segurança
30 dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
Necessidades de Armazenamento no TGNL de Sines (c/ ou s/ desclassificação da central de Sines a carvão
0
Unid. GWh
Da análise da tabela apresentada, conclui-se:
·
Durante todo o período em análise (de 2015 a 2018) a RNTIAT estará dotada da capacidade de
armazenamento suficiente para a constituição da totalidade das necessidades das Reservas de Segurança, em
ambos os cenários analisados;
·
No período compreendido entre os anos 2015 e 2018 o AS do Carriço terá uma capacidade de
armazenamento suficiente para a constituição da totalidade das reservas de segurança em ambos os
20
cenários, o que significa que não existe necessidade de se recorrer à capacidade disponível no TGNL de Sines
para a constituição destas reservas;
·
Para além da capacidade necessária para o armazenamento da totalidade das reservas de segurança de gás
natural o AS do Carriço disponibilizará ainda uma capacidade de armazenamento adicional para uso
comercial de 1355 GWh em 2015 a 253 GWh ou 1177 GWh em 2018, consoante ocorra ou não a
desclassificação da central a carvão de Sines, respetivamente.
Deste modo, a capacidade de armazenamento disponível no AS do Carriço é suficiente para garantir o
armazenamento das Reservas de Segurança, de acordo com a norma relativa ao aprovisionamento (artigo 8º do
Regulamento) e Decreto-Lei nº 231/2012.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
21
CAPÍTULO II
5.
Riscos do SNGN
IDENTIFICAÇÃO DOS RISCOS
Neste subcapítulo identificam-se e sistematizam-se os riscos com impacto potencial para o aprovisionamento do
SNGN, sem a preocupação de estudar os cenários concretos ou a sua severidade e probabilidade de ocorrência.
Os riscos podem dividir-se do seguinte modo: 1) riscos técnicos, 2) riscos políticos, 3) riscos económicos e 4) riscos
ambientais. Estes riscos podem resultar de situações acidentais ou de atos intencionais.
1) Riscos Técnicos
Com impactos diretos nas infraestruturas do TGNL de Sines, do AS do Carriço e da RNTGN (gasoduto principal
de transporte e respetivas estações de linha ou de receção e entrega de gás), podem ser:
a)
Acidentais
Derivam de atos não intencionais provocados por interferência externa, desgaste ou defeitos de
construção dos equipamentos ou instalações que provoquem falhas nas infraestruturas.
b) Intencionais
Com origem em atos de sabotagem ou ataques intencionais.
2) Riscos Políticos
a)
Acidentais
São provocados por revoluções, guerras ou instabilidade que levam a falhas de abastecimento de GN a
partir da Argélia, ou de GNL a partir da Nigéria, já que atualmente são as duas principais fontes de
aprovisionamento de gás.
b)
Intencionais
Englobam os atos de sabotagem ou ataques intencionais a gasodutos, instalações de produção, ou
terminais de liquefação na Argélia ou Nigéria, com possibilidade de interferência no fornecimento de
GN/GNL com destino a Portugal.
3) Riscos Económicos
a)
Acidentais
· Associado ao aumento acentuado de preço de GN no mercado internacional que afetem os
contractos de aprovisionamento de longo prazo;
· Resultante de um aumento significativo do spread geográfico global de preços de GN e GNL,
associado à produção de gás não convencional no continente americano ou em outras regiões do
globo, com impacto potencial na competitividade da indústria portuguesa;
· Risco associado à pressão para o aumento das tarifas na sequência da redução da procura nacional
de GN.
22
b) Intencionais
Quando se verifica um monopólio de mercado por parte de um importador ou comercializador de gás
no SNGN.
4) Riscos Ambientais
a)
Acidentais
· São provocados por sismos, secas, cheias, deslizamento de terras e ventos fortes com impacto nas
infraestruturas da RNTIAT;
· Ondulação grande e ventos fortes que impossibilitem o atracamento e/ou a descarga de navios no
TGNL de Sines.
b) Alterações Climáticas
Impacto do aquecimento global, da acidificação e da subida do nível dos oceanos.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
23
6.
ANÁLISE DOS RISCOS
A análise de risco pretende identificar os cenários com impacto direto ou potencial para o aprovisionamento de GN
em Portugal e para o funcionamento adequado do SNGN, quer sejam resultado de acidentes ou actos intencionais,
que ocorram em Portugal ou em países terceiros fornecedores ou transportadores de gás, estimando-se ainda a
probabilidade e a severidade associadas a cada um dos cenários identificados.
Identificaram-se também os cenários de risco regional que afetam o aprovisionamento de gás em Portugal e em
Espanha.
6.1
IDENTIFICAÇÃO DOS CENÁRIOS DE RISCO
Na escolha do conjunto de cenários teve-se o cuidado de abranger todo o tipo de riscos e contingências passíveis de
afectar o SNGN. No entanto, a existência de um cenário não implica a ocorrência de outro cenário.
Apenas são considerados os cenários de risco com horizonte temporal que não permita que haja uma compensação
das quantidades de gás movimentadas no próprio dia gás ou no dia gás seguinte.
No seguimento da análise de riscos, elencam-se os desaseis cenários resultantes da caracterização de riscos efetuada
no subcapítulo 5, por apresentarem um potencial de risco de aprovisionamento para Portugal e para Espanha:
1) Falha na infraestrutura do TGNL de Sines
a)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, com
existências de GNL nos tanques do TGNL;
b) Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, sem existências
de GNL nos tanques do TGNL;
c)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração máxima de 24 horas;
d) Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a 24 horas;
e) Indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna;
2) Falha na interligação de Campo Maior
3) Falha na interligação de Valença do Minho
4) Falha na infraestrutura do AS do Carriço
a)
Indisponibilidade de movimentação de gás ‘comercial’ por parte dos comercializadores do SNGN;
b) Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a partir do AS do Carriço;
5) Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros
6) Rutura no gasoduto principal de transporte da RNTGN
a)
Cenário de rutura em local suficientemente afastado dos Pontos de Entrada da rede que, pela
configuração de fluxos de transporte de gás, não comprometem de modo relevante o abastecimento
do SNGN;
b) Cenário de ruptura em locais críticos ou de potencial congestionamento da RNTGN;
24
7) Cenários de Riscos Regionais (Península Ibérica)
a)
Falha no aprovisionamento de países terceiros que afetem a Península Ibérica;
b) Cenário de falha na interligação de Tarifa;
c)
Rutura nos gasodutos de transporte Al-Andaluz ou Extremadura;
d) Cenário de falha da EC de Almendralejo.
6.2
PROBABILIDADE E SEVERIDADE DOS CENÁRIOS DE RISCO
Procedeu-se à análise dos cenários de risco identificados anteriormente, visando estabelecer critérios que permitam
determinar a probabilidade de ocorrência e o seu grau de severidade para o SNGN.
Para esta análise recorreu-se à análise sobre a severidade dos cenários de risco no SNGN tendo em consideração o
cumprimento do critério N-1 do Artigo 6º - norma das infraestruturas e do Artigo 8º - norma do aprovisionamento,
para o cenário de Segurança do Abastecimento. No caso do cenário de não desclassificação da central a carvão de
Sines, a procura anual e as pontas de consumo são mais reduzidas o que significa que haverá também uma redução na
severidade de alguns dos cenários de risco analisados neste subcapítulo do relatório.
Para a determinação da probabilidade, frequência e horizonte temporal de cada um dos cenários, procedeu-se a um
levantamento do histórico dos principais acidentes/ocorrências com impacto no aprovisionamento do SNGN durante
o período de 1997 a 2013, ou seja, desde a introdução do gás natural em Portugal até à presente data.
6.2.1 DEFINIÇÃO DOS NÍVEIS DE PROBABILIDADE
·
Probabilidade muito baixa - É extremamente improvável que este cenário ocorra; nunca foi
experienciado no sector do gás natural;
·
Probabilidade baixa - É improvável que este cenário ocorra; cenário pouco experienciado no sector do
gás natural;
·
Probabilidade média - É um cenário provável; cenários similares foram reportados no sector do gás
natural;
·
Probabilidade elevada - É muito provável que aconteça; cenário experienciado em muitos sistemas do
sector do gás natural;
·
Probabilidade muito elevada – Cenário quase certo; irá acontecer num futuro próximo.
6.2.2 DEFINIÇÃO DOS NÍVEIS DE SEVERIDADE
·
Severidade muito baixa - Cenário com impacto insignificante no sistema; O impacto na operação da
RNTGN não é relevante;
·
Severidade baixa - Cenário com impacto reduzido na operação da RNTGN; No entanto, existe uma
intensificação das atividades de Gestão Técnica Global e dos serviços de sistema, com a possibilidade de
utilização do acordo de assistência mútua entre os operadores REN e Enagas;
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
25
·
Severidade média - Cenário com impacto significativo na operação da RNTGN. Não são necessárias
medidas de atuação do lado da procura, havendo no entanto a necessidade de reconfiguração dos
fluxos na RNTGN com intervenção dos agentes de mercado e comercializadores do SNGN;
·
Severidade elevada - Cenário com impacto severo na operação da RNTGN. Apesar do abastecimento
aos clientes protegidos não ser afetado, poderá haver necessidade de utilização de medidas de atuação
do lado da procura, designadamente procedendo à interrupção de parte do mercado Elétrico e/ou
Industrial;
·
Severidade muito elevada - Cenário com impacto muito grave ou catastrófico; O abastecimento dos
clientes protegidos poderá ser afetado.
6.2.3 DETERMINAÇÃO DA PROBABILIDADE E DA SEVERIDADE DOS CENÁRIOS IDENTIFICADOS
Neste subcapítulo identificam-se e analisam-se os cenários com impacto no aprovisionamento do SNGN, tendo em
consideração a probabilidade de incidência, a severidade e a duração do cenário ao longo do horizonte temporal
estabelecido.
1) Cenários de falha na infraestrutura do TGNL de Sines
Estes cenários referem-se às situações de falha no TGNL de Sines, infraestrutura que se destina à receção e
expedição de navios metaneiros, armazenamento e regaseificação de GNL para a rede de transporte, bem
como ao carregamento de GNL em camiões cisterna.
Apresenta-se a avaliação dos cenários de indisponibilidade do cais de acostagem, de incidentes com impacto
na instalação de regaseificação de gás e de indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna.
a) Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, com existências de
GNL nos tanques do terminal
A indisponibilidade do cais de acostagem do TGNL de Sines depende essencialmente de condições
meteorológicas adversas, em particular do tamanho e do período das vagas na zona costeira de Sines.
O cais de acostagem apresenta uma indisponibilidade histórica anual de 0,5% a 0,8%, ou seja, esta
infraestrutura apresentou-se indisponível em média 2 a 3 dias/ano.
Exemplos de ocorrências históricas registadas:
·
Atraso de 3 dias na descarga de um navio no TGNL de Sines, devido a ondulação forte, em 2011. Este
foi o maior atraso verificado na descarga de um navio, motivado por mau tempo na região de Sines.
Têm ocorrido diversos atrasos em descargas de navios metaneiros mas geralmente estes situam-se
dentro da janela temporal atribuída à respetiva descarga.
·
Interrupção da descarga de GNL de um navio no TGNL de Sines em 2013, devido a separação
intempestiva dos braços de descarga causada pela ondulação forte sentida dentro do porto. A
descarga foi retomada passados 3 dias.
Probabilidade: Elevada
Severidade: Muito Baixa
26
Atribui-se uma severidade muito baixa a este risco na medida em que apesar de se verificar uma
indisponibilidade do cais de acostagem do TGNL de Sines durante um período de curta duração, a existência
de gás nos tanques do terminal permite a continuidade do processo de regaseificação de gás natural para a
rede de transporte. Trata-se de um cenário de risco de curta duração (inferior a uma semana).
b) Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, sem existências de
GNL nos tanques
Probabilidade: Média
Severidade: Média
A severidade média atribuída a este risco decorre de se estar perante a possibilidade de reduzir ou
interromper a emissão de GN para a RNTGN a partir do TGNL de Sines. Atendendo ao peso do TGNL de Sines
no aprovisionamento do SNGN, poderá ser necessária a reconfiguração dos fluxos na RNTGN com
intervenção dos agentes de mercado e comercializadores do SNGN. Trata-se de um cenário de risco de curta
duração (inferior a uma semana).
c)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração máxima de 24 horas
A infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines apresenta uma indisponibilidade histórica anual de 0,5%,
ou seja, esta infraestrutura apresentou-se indisponível em média 1,8 dias/ano. No entanto, este tipo de
incidente apresenta habitualmente um tempo reduzido de indisponibilidade.
Exemplo de ocorrências históricas registadas:
·
Em 2013 ocorreu uma paragem de emergência com duração de 8 horas, devido a incêndio no
perímetro da instalação, consequência de um curto-circuito na alimentação elétrica.
Probabilidade: Média
Severidade: Baixa
Este cenário apresenta uma severidade baixa na medida em que o impacto no SNGN não é muito
significativo, podendo recorrer-se às existências de 60 GWh do Gestor Técnico Global para colmatar as
necessidades de oferta de gás. Trata-se de um cenário de risco de curta duração, com impacto máximo de 24
horas.
d) Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a 24 horas
Apesar de o TGNL de Sines apresentar uma disponibilidade histórica anual de 99,5% para o processo de
regaseificação, este cenário de risco considera situações potenciais de falhas no TGNL mais graves (nunca
ocorridas) com impacto superior a 24 horas, sem que exista a possibilidade de regaseificação de gás natural
para a RNTGN.
Probabilidade: Baixa
Importa distinguir acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com impacto de alguns
minutos ou horas, como as ocorrências históricas registadas descritas no cenário 1.c, de incidentes nunca
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
27
ocorridos em Portugal, com impacto potencial de alguns dias ou semanas sem possibilidade de regaseificação
de gás natural para a RNTGN.
Severidade: Elevada
Este cenário apresenta uma severidade elevada, na medida em que o impacto no SNGN poderá ser muito
significativo, por se tratar de uma situação onde poderá não existir a possibilidade de cobertura do critério N1 para os dias de ponta extrema de consumo. A tabela 15 apresenta o impacto deste cenário no SNGN para o
dia de ponta extrema do cenário de Segurança do Abastecimento. Verifica-se nos anos 2015 e 2018 um saldo
de capacidade deficitário de 33,0 GWh/d e 52,9 GWh/d, e índices de cobertura de 88% e 85%,
respetivamente, para o cenário de desclassificação da central a carvão de Sines. Trata-se de um cenário de
curta / média duração (vários dias ou semanas).
TABELA 16 - CENÁRIO N-1 COM FALHA DO TGNL DE SINES (CENÁRIO DE DESCLASSIFICAÇÃO DA CENTRAL TÉRMICA A CARVÃO DE
SINES)
Balanço de Capacidade - Cenário Segurança do Abastecimento
2015
2016
2017
2018
222,8
222,8
228,5
228,5
-52,9
Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines
Capacidade indi sponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
N-1 com falha do TGNL de Sines
-33,0
10,4
5,1
88%
104%
102%
85%
Unid. GWh/d
e) Indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna do TGNL de Sines
As baías de enchimento de camiões cisterna apresentam uma indisponibilidade histórica anual de 0,5%, ou
seja, esta infraestrutura apresentou-se indisponível em média 1,8 dias/ano. No entanto, este tipo de
incidente apresenta habitualmente um tempo reduzido de indisponibilidade.
Exemplo de ocorrências históricas registadas:
·
Em 2013 ocorreu uma paragem de emergência com duração de 8 horas, devido a incêndio no
perímetro da instalação, consequência de um curto-circuito na alimentação elétrica.
Probabilidade: Média
Severidade: Baixa
O TGNL de Sines apresenta um registo histórico médio de 8,6 carregamentos/dia de camiões cisterna e um
total de entrega de 956 GWh em 2013. Dependendo do tempo de indisponibilidade das baías de enchimento
do TGNL de Sines poderão ter de ser efetuadas deslocações aos terminais em Espanha, mais concretamente
ao TGNL de Huelva (que se situa a 275Kms de distância de Sines) ou ao TGNL da Reganosa em Ferrol (que
dista 765 Kms de Sines). No entanto, a possibilidade de alteração do destino de cargas dentro do SNGN
justifica que a severidade para este cenário de risco seja considerada baixa. Este cenário traria um impacto
negativo para as empresas de transporte rodoviário de GNL. Trata-se de um cenário de curta duração
(algumas horas ou dias).
28
2) Cenário de falha da interligação de Campo Maior
Este cenário considera situações de rutura e/ou falha a montante da interligação que comprometa o
abastecimento por Campo Maior.
Exemplos de ocorrências históricas registadas:
·
Na sequência de uma onda de frio na Península Ibérica, as nomeações de entrada de gás em Campo
Maior não foram cumpridas durante 6 dias em janeiro de 2003, o que provocou um
desbalanceamento da rede com pressões anormalmente baixas nos pontos críticos da RNTGN. Na
altura da ocorrência, o TGNL de Sines ainda não se encontrava em exploração.
·
Intervenção/reparação do gasoduto da Extremadura, limitando grandemente o transporte por
Campo Maior durante alguns dias.
Probabilidade: Baixa
Severidade: Média
Da análise dos resultados da tabela 17 verifica-se que a situação de falha da interligação de Campo Maior
apresenta um saldo de capacidade positivo entre 41,4 GWh/d e 99,4 GWh/d no período em análise. No
entanto constata-se que atualmente o SNGN está a ser abastecido em grande medida por Campo Maior, e
desse modo considera-se uma severidade média associada a este cenário, existindo a necessidade de
reconfiguração dos fluxos de GN com intervenção dos comercializadores. Trata-se de um cenário de curta /
média duração (alguns dias ou semanas).
TABELA 17 - CENÁRIO DE FALHA DA INTERLIGAÇÃO DE CAMPO MAIOR
Balanço de Capacidade - Cenário Segurança do Abastecimento
2015
2016
2017
2018
Capacidade indisponível: Interligação Campo Maior
Saldo de capacidade
134,2
55,6
134,2
99,0
134,2
99,4
134,2
41,4
Falha da Interligação Campo Maior - Índice de Cobertura
120%
135%
135%
Cenário com falha da Interligação Campo Maior
112%
Unid. GWh/d
3) Cenário de falha na interligação de Valença do Minho
Este cenário considera situações de rutura e/ou falha na infraestrutura da Enagas que comprometam o
abastecimento pela interligação de Valença do Minho.
Probabilidade: Baixa
Severidade: Baixa
A reduzida capacidade bidireccional desta interligação com Espanha quando comparada com as restantes
capacidades de interligação, dita que a severidade da sua falha seja muito baixa já que poderá ser facilmente
e num curto espaço de tempo colmatada.
De acordo com os resultados da tabela 18, a situação de falha da interligação de Valença do Minho apresenta
um saldo de capacidade positivo para o dia de ponta extrema que se situa entre 145,6 GWh/d e 203,6 GWh/d
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
29
para o período compreendido entre 2015 e 2018. Trata-se de um cenário de curta / média duração (alguns
dias ou semanas).
TABELA 18 - CENÁRIO DE FALHA DA INTERLIGAÇÃO DE VALENÇA DO MINHO
Balanço de Capacidade - Cenário Segurança do Abastecimento
2015
2016
2017
2018
Capacidade indisponível: Valença do Minho
Saldo de capacidade
30,0
159,8
30,0
203,2
30,0
203,6
30,0
145,6
Falha da Interligação Valença do Minho - Índice de Cobertura
156%
172%
171%
Cenário com falha da Interligação Valença do Minho
142%
Unid. GWh/d
4) Cenário de falha na infraestrutura do AS do Carriço
Nas instalações de armazenamento subterrâneo do AS do Carriço o gás natural é armazenado em alta
pressão em cavidades criadas no interior de um maciço salino. Esta é a infraestrutura preferencial para a
constituição das Reservas de Segurança obrigatórias de acordo com o Decreto-Lei n.º 231/2012.
O AS do Carriço dispõe ainda de uma instalação de superfície, com o equipamento necessário para a
movimentação bidireccional de gás natural entre a RNTGN e o interior das cavidades.
Procedeu-se à avaliação dos cenários de indisponibilidade de movimentação comercial de gás e de
indisponibilidade de movimentação do stock de Reservas de Segurança armazenado no AS do Carriço.
De acordo com os registos dos períodos de indisponibilidade na capacidade de injeção e de extração, nos
anos de 2009 a 2013 a estação de gás do AS do Carriço apresentou uma indisponibilidade histórica anual
média de 0,1%, ou seja, esta infraestrutura esteve indisponível em média 8,8 horas/ano.
O gás armazenado no interior das cavidades apresentou uma disponibilidade histórica de 100%, sendo que
não se registou qualquer falha desde a entrada em operação do complexo do Carriço.
a) Indisponibilidade de movimentação de gás ‘comercial’ por parte dos comercializadores do SNGN
Este cenário identifica as situações de indisponibilidade de movimentação comercial de gás no AS Carriço por
parte dos comercializadores do SNGN.
Desde outubro de 2013 que o AS do Carriço apresenta uma tarifa competitiva na movimentação de gás
(extração e injeção), por comparação com as tarifas diárias de regaseificação do TGNL de Sines e de entrada
pelas interligações internacionais. Assim, verificou-se que os comercializadores de gás passaram a abastecer
de modo mais regular uma parte das pontas diárias recorrendo à extração do AS Carriço.
Por outro lado, verifica-se na tabela 19 que a situação de falha da instalação de superfície do AS do Carriço
apresenta um saldo de capacidade global positivo para o SNGN que se situa entre 47,0 GWh/d e 105,0
GWh/d durante o período em análise.
30
TABELA 19 - CENÁRIO DE FALHA DA INSTALAÇÃO DE SUPERFÍCIE DO AS DO CARRIÇO
Balanço de Capacidade - Cenário Segurança do Abastecimento
2015
2016
2017
2018
Capacidade i ndi sponível: Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
Sal do de capacidade
85,7
104,1
128,6
104,6
128,6
105,0
128,6
47,0
Falha do Armazenamento Subterrâneo (Carriço) - Índice de Cobertura
137%
137%
136%
Cenário com falha do Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
114%
Unid. GWh/d
Probabilidade: Baixa
Severidade: Média
A severidade média atribuída a este risco decorre do facto de estarmos perante a possibilidade de reduzir a
capacidade de oferta de GN para a RNTGN a partir do AS do Carriço, durante um período de curta ou média
duração (alguns dias ou semanas).
Deve referir-se que caso se tratasse de um cenário de indisponibilidade de movimentação de Reservas de
Segurança, este deveria ser considerado com um grau de severidade elevado, pois nesse caso, a falha da
instalação de superfície do AS Carriço impediria o acesso ao stock de Reservas de Segurança nas situações de
emergência descritas no artigo 52º do Decreto-Lei nº 231/2012.
b) Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a partir do AS
Probabilidade: Baixa
Atribui-se a este cenário uma probabilidade baixa, decorrente da elevada taxa de disponibilidade histórica da
infraestrutura do AS Carriço.
Severidade: Muito elevada
Considerando-se que esta infraestrutura é a preferencial para a constituição das Reservas de Segurança
obrigatórias de acordo com a legislação em vigor, a sua indisponibilidade em situações de emergência é
considerada de uma severidade muito elevada. Trata-se de um cenário de curta / média duração (vários dias
ou semanas).
5) Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros
Exemplos de ocorrências históricas registadas:
·
No caso do Gasoduto Magreb Europa existe registo de um caso de Força Maior que durou alguns
anos por causa de um diferendo entre a Sonatrach e o fornecedor dos grupos de compressão da
SC3, entre Hassi R’ Mel e a fronteira com Marrocos. Como resultado, quando havia uma avaria
verificava-se uma substancial diminuição da capacidade de transporte através do gasoduto Pedro
Duran Farel, com consequências na capacidade do ponto de entrada de Campo Maior.
·
Explosão na estação de liquefação de gás de Skikda na Argélia em janeiro de 2004, impossibilitando
o carregamento de navios de GNL a partir desta instalação durante 4 meses. Embora este acidente
não tenha afetado diretamente o aprovisionamento a Portugal, provocou desequilíbrios no
transporte de GNL na bacia do Mediterrâneo.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
31
·
Indisponibilidade total da instalação de liquefação de gás de Soku (Nigéria) de novembro 2008 a
março de 2009, motivada por sabotagem na tubagem de gás, originando uma declaração de Força
Maior nos contractos de longo prazo de fornecimento de GNL.
·
Indisponibilidade total da instalação de liquefação de gás em Bonny Island (Nigéria) durante 10 dias
em dezembro de 2010, motivada por uma falha de abastecimento elétrico.
·
A declaração de Força Maior na Nigéria causou o cancelamento de dois navios de GNL em fevereiro
de 2013, levando à redução da emissão de GN a partir do TGNL de Sines.
·
Restrição do caudal em Tarifa durante o mês de dezembro de 2013, devido à limitação de emissão
de GN a partir dos poços da Sonatrach na Argélia
Probabilidade: Média
Severidade: Elevada
A severidade atribuída a este risco decorre do facto de estarmos perante a possibilidade de falta de GNL no
TGNL de Sines, e consequente ausência de capacidade de emissão de GN para a RNTGN. No caso de
problemas nos fornecedores de GNL existe uma grande dependência relativamente às condições do mercado
spot, nomeadamente o preço e a liquidez no momento da ocorrência.
Do mesmo modo, estamos perante a possibilidade de falta de fornecimento de GN a partir dos poços da
Sonatrach na Argélia, com consequente impacto nas capacidades de transporte dos gasodutos do Magreb e
de Espanha, e no aprovisionamento da interligação de Campo Maior. Trata-se de um cenário de risco de
média / longa duração (várias semanas ou alguns meses).
6) Cenário de rutura no gasoduto principal de transporte da RNTGN
A RNTGN apresenta um comprimento total de 1375 Km de gasodutos com diâmetros compreendidos entre
150 a 800 mm e uma idade média de 14 anos. Os gasodutos de alta pressão são utilizados para efetuar a
receção, o transporte e a entrega de gás natural em alta pressão, desde os pontos de entrada até aos pontos
de saída.
Segundo o ‘European Gas Pipeline Incident Data Group’, no período compreendido entre os anos 2001 e
2010 (análise a 10 anos) a probabilidade de rutura com fuga de GN verificada em gasodutos de alta pressão é
de 0,17 incidentes por cada 1000Kms por ano, e no período compreendido entre os anos 1991 e 2010
(análise a 20 anos) a probabilidade de rutura com fuga de GN verificada em gasodutos de alta pressão é de
0,20 incidentes por cada 1000Kms por ano.
Aplicando estes dados estatísticos ao comprimento total e à idade média da rede em Portugal, obtém-se uma
probabilidade de aproximadamente uma rutura com fuga de GN a cada 4 anos. No entanto, segundo o
histórico de operação da RNTGN registou-se apenas um incidente com fuga de gás natural. Assim,
considerou-se uma probabilidade baixa de ocorrência de rupturas no gasoduto principal de transporte com
fuga de gás natural.
32
Exemplos de incidentes no gasoduto de transporte (com e sem fuga de gás):
·
Forte limitação de transporte dos Lotes 2 e 4 durante 12 dias em janeiro e fevereiro de 2001, devido
à deslocação acidental do gasoduto de alta pressão na zona de Coimbra. O incidente provocou danos
estruturais na linha 2500, apesar de não ter ocorrido fuga de gás natural. Este incidente foi motivado
pelas cheias do Mondego.
·
Fuga de GN localizada próximo da JCT7300 - Monforte, com afectação da entrada de gás por Campo
Maior. Este incidente implicou o pedido de assistência técnica à Enagás, ao abrigo do acordo
estabelecido para situações de operação excecional. A reparação do gasoduto de alta pressão foi
efetuada em 2 dias e não provocou qualquer interrupção de fornecimento de GN.
·
Imposição de um limite de pressão de 63 bar na BV 3060 - Souselas durante alguns meses, na
sequência de um aluimento de terras que deslocou ligeiramente o gasoduto de transporte.
a) Cenário de rutura que, pela configuração de fluxos de transporte de gás na RNTGN, não comprometem de
modo relevante o abastecimento do SNGN
Probabilidade: Baixa
Severidade: Média
Por se estar perante ruturas no gasoduto que, pela configuração de fluxos de transporte de GN na rede, não
comprometem o abastecimento à totalidade dos pontos de fornecimento do SNGN, isto é, a configuração da
RNTGN permite que todos os pontos de consumo sejam fornecidos pelos pontos de entrada existentes,
bastando para isso proceder a uma reconfiguração das capacidades de entrada já existentes. Trata-se de um
cenário de risco de curta / média duração (vários dias ou semanas).
b) Cenário de rutura em locais críticos ou de potencial congestionamento da RNTGN
Ruturas em localizações do gasoduto de transporte que, pela sua configuração, podem não permitir satisfazer
a totalidade da procura a jusante do ponto de rutura.
Probabilidade: Baixa
Severidade: Elevada
Ruturas em localizações do gasoduto de transporte que, pela sua configuração, podem impedir a satisfação
da totalidade da procura a jusante do ponto de rutura. Para a minimização desta ocorrência será necessário
recorrer a medidas de atuação do lado da procura, isto é, recorrer à interrupção dos consumos de GN do
SNGN. Trata-se de um cenário de risco de curta / média duração (vários dias ou semanas).
7) Cenários de riscos regionais (Península Ibérica)
Na reunião do Gas Coordination Group de 31 de maio de 2012 as Autoridades Competentes de Portugal e
Espanha intercambiaram os seus PPA e PE, concluindo que as suas propostas de planos são compatíveis e que
cumprem com as disposições do Regulamento. No seguimento de um contexto de cooperação regional, os
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
33
operadores REN e Enagas procederam, em conjunto, à definição dos cenários de risco regionais a incluir na
presente revisão dos Relatórios de Avaliação dos Riscos que afetam o aprovisionamento de Gás Natural a
Portugal e a Espanha.
Relativamente aos riscos regionais foram identificados quatro cenários que poderão afetar ambos os países
da Península Ibérica.
a) Falha no aprovisionamento de países terceiros que afectem a Península Ibérica
Registaram-se duas ocorrências históricas que afetaram o aprovisionamento da Península Ibérica:
·
No caso do Gasoduto Magreb Europa, houve um caso de Força Maior que durou alguns anos por
causa de um diferendo entre a Sonatrach e o fornecedor dos grupos de compressão da SC3, entre
Hassi R’ Mel e a fronteira com Marrocos. Como resultado, quando havia uma avaria no equipamento
verificava-se uma substancial diminuição da capacidade de transporte através do gasoduto Pedro
Duran Farel, afetando a capacidade do ponto de entrada de Campo Maior.
·
Restrição de caudal em Tarifa durante o mês de dezembro de 2013, devido a limitação de emissão
de GN a partir dos poços da Sonatrach na Argélia.
Probabilidade: Baixa
Severidade: Média
A severidade atribuída a este risco decorre do facto de se estar perante a possibilidade de falta de
fornecimento de GN a partir dos poços da Sonatrach na Argélia, com consequente impacto nas capacidades
dos gasodutos do Magreb e nas interligações de Tarifa e de Campo Maior. Trata-se de um cenário de média /
longa duração (várias semanas ou alguns meses).
b) Cenário de falha na interligação de Tarifa
Probabilidade: Baixa
Severidade: Média
Atribui-se ao cenário de falha do gasoduto de Tarifa uma severidade média, decorrente da interrupção de
fornecimento de GN do Magreb, e consequente ausência ou limitação de capacidade a partir da interligação
de Campo Maior. Estando uma parte significativa da procura do SNGN a ser assegurada pela interligação de
Campo Maior, trata-se de um cenário com impacto potencial significativo no aprovisionamento de Portugal e
Espanha.
Apesar da situação de anulação de fluxo por Campo Maior apresentar um saldo de capacidade positivo de
41,4 GWh/d a 99,4 GWh/d no período compreendido de 2015 a 2018, constata-se que atualmente o SNGN
está a ser abastecido em grande medida por Campo Maior, existindo a necessidade de reconfiguração dos
fluxos de GN com intervenção dos comercializadores. É um cenário de curta / média duração (alguns dias ou
semanas).
34
c) Rutura nos gasodutos de transporte Al-Andalus ou Extremadura
Probabilidade: Baixa
Severidade: Média
Atribui-se ao cenário de rutura no gasoduto Al-Andalus / Extremadura uma severidade média, decorrente da
possibilidade potenciar uma redução ou até a interrupção de capacidade a partir da interligação de Campo
Maior. Estando uma parte significativa da procura do SNGN a ser abastecido pela interligação de Campo
Maior, trata-se de um cenário com impacto potencial significativo na operação da RNTGN. É um cenário de
curta / média duração (alguns dias ou semanas).
d) Cenário de falha da EC de Almendralejo
Probabilidade: Baixa
Severidade: Média
Atribui-se ao cenário de falha da EC de Almendralejo uma severidade média, decorrente da possibilidade de
redução ou interrupção de capacidade a partir da interligação de Campo Maior. Estando uma parte
significativa da procura do SNGN a ser abastecido pela interligação de Campo Maior, trata-se de um cenário
com impacto potencial significativo no aprovisionamento de Portugal e Espanha. É um cenário de curta /
média duração (alguns dias ou semanas).
Apresenta-se na tabela 20 um resumo da classificação de probabilidade e de severidade dos dezasseis cenários de
risco identificados anteriormente.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
35
TABELA 20 - CLASSIFICAÇÃO DA PROBABILIDADE E DA SEVERIDADE DOS CENÁRIOS DE RISCO
Cenário
1
Probabilidade
Severidade
1 a)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, com existências de GNL nos tanques
Elevada
Muito Baixa
1 b)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques
Média
Média
1 c)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração máxi ma de 24 horas
Média
Baixa
1 d)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração superior a dia
Baixa
Elevada
1 e)
Indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna
Média
Baixa
2
Falha na interligação de Campo Maior
Baixa
Média
3
Falha na interligação de Valença do Minho
Baixa
Baixa
4
Falha na infra-estrutura do AS do Carriço
4 a)
Indisponibilidade de movimentação de gás ‘comercial’ por parte dos
comercializadores do SNGN
Baixa
Média
4 b)
Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a
partir do AS do Carriço
Baixa
Muito Elevada
5
Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países
terceiros
Média
Elevada
6
Ruptura no gasoduto principal de transporte da RNTGN
6 a)
Cenário de ruptura em local que pela configuração de fluxos de
transporte de gás na RNTGN não comprometem de modo relevante o
abastecimento do SNGN
Baixa
Média
6 b)
Cenário de ruptura em locais críticos ou de potencial
congestionamento da RNTGN
Baixa
Elevada
7
36
Descrição do Cenário de Risco
Falha na infraestrutura do TGNL de Sines
Cenários de riscos regionais (Península Ibérica)
7 a)
Falha no aprovisionamento de países terceiros que afectem a Península
Ibérica
Baixa
Média
7 b)
Cenário de falha na interligação de Tarifa
Baixa
Média
7 c)
Rutura nos gasodutos Al Andalus ou Extremadura
Baixa
Média
7 d)
Cenário de avaria na EC de Almendralejo
Baixa
Média
7.
AVALIAÇÃO DOS RISCOS - MATRIZ DA AVALIAÇÃO DE RISCO
Da análise dos cenários apresentados ao longo do subcapítulo 6.2.3, que considerou a determinação da probabilidade,
severidade e perspetiva temporal de cenários históricos e futuros, o presente capítulo pretende apresentar a matriz
de risco resultante e definir a fronteira da zona aceitável de risco para o SNGN.
Avaliaram-se os cenários de risco identificados anteriormente, definindo a aceitabilidade do risco, ou seja, a relação
limite entre a probabilidade e a severidade em cada uma das situações.
7.1
DEFINIÇÃO DA ZONA ACEITÁVEL DE RISCO
Os cenários de risco são considerados aceitáveis quando se encontrem inseridos na zona colorida a amarelo e a verde
na matriz, correspondendo respetivamente a Riscos Médios e a Riscos Reduzidos. São riscos que, pela sua correlação
de probabilidade e severidade não comprometem o fornecimento de GN ao SNGN.
Por outro lado, os riscos identificados são considerados inaceitáveis quando se encontrem classificados na zona
colorida a vermelho na matriz de avaliação de risco. São riscos que, pela sua correlação de probabilidade e severidade
comprometem o fornecimento de GN ao SNGN, obrigando a medidas de atuação do lado da procura, designadamente
recorrendo à interrupção de parte dos consumos do SNGN.
Na figura seguinte apresenta-se o diagrama matriz na qual são enquadradas as zonas de Risco Elevado, Risco Médio e
Risco Reduzido, bem como a zona de fronteira de aceitabilidade dos cenários de risco para o SNGN.
FIGURA 2 - DIAGRAMA MATRIZ DE DEFINIÇÃO DA ZONA ACEITÁVEL DE RISCO
PROBABILIDADE
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
Muito
Elevada
Risco Elevado
Risco Elevado
Risco Elevado
Risco Médio
Risco Médio
Elevada
Risco Elevado
Risco Elevado
Risco Médio
Risco Médio
Risco Reduzido
Média
Risco Elevado
Risco Médio
Risco Médio
Risco Reduzido
Risco Reduzido
Baixa
Risco Médio
Risco Médio
Risco Reduzido
Risco Reduzido
Risco Reduzido
Muito
Baixa
Risco Médio
Risco Reduzido
Risco Reduzido
Risco Reduzido
Risco Reduzido
A figura seguinte apresenta um diagrama matriz na qual são enquadrados os cenários de risco identificados e
analisados para o SNGN.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
37
FIGURA 3 - DIAGRAMA MATRIZ DE AVALIAÇÃO DOS RISCOS IDENTIFICADOS PARA O SNGN
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
PROBABILIDADE
Muito
Elevada
Elevada
1 a)
Média
Baixa
5
4 b)
1 d)
1 b)
6 b)
2
4 a)
7 a) 7 b)
7 d)
1 c)
6 a)
7 c)
1 e)
3
Muito
Baixa
Na figura 3 verifica-se que os cenários de risco analisados encontram-se todos na zona aceitável da matriz de risco,
não tendo sido identificado qualquer cenário na zona de risco elevado/não aceitável.
Os cenários 1 a), 1 c), 1 e), 2, 3, 4 a), 6 a), 7 a), 7 b), 7 c) e 7 d) apresentam um risco reduzido (zona a cor verde) e os
cenários 1 b), 1 d), 4 b), 5 e 6 b) apresentam um risco médio (zona a cor amarela).
38
CAPÍTULO III
8.
Conclusões
CONCLUSÕES
Da avaliação dos riscos que podem afetar o abastecimento de GN em Portugal conclui-se que, do ponto de vista das
infraestruturas de oferta de GN, o critério N-1 do Artigo 6º do Regulamento N.º 994/2010 não será cumprido nos anos
2015 e 2018 para o cenário de desclassificação da central térmica de Sines a carvão. A concretização da expansão da
instalação de superfície do AS do Carriço no final de 2015, irá garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos de 2016
e 2017. No cenário de não desclassificação da central de carvão de Sines, verifica-se que a capacidade da RNTIAT é
suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016, 2017 e 2018.
A Autoridade Competente (DGEG) entendeu que a definição de clientes protegidos para o caso português, conforme
descrição do Regulamento deve contemplar não só os clientes domésticos, mas também um conjunto alargado de
clientes não-domésticos, como sejam as PME e os serviços e indústrias de carácter essencial, até ao limite de 20% do
consumo total. Esta entidade considerou que, para o sistema electroprodutor nacional fazer face às necessidades
efetivas de consumo, devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais
electroprodutores em regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis
assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Na observância da suficiência da RNTIAT para fazer face aos requisitos propostos para o aprovisionamento de GN aos
clientes protegidos e ao Sistema Elétrico Nacional, constata-se que a capacidade de armazenamento das cavidades
subterrâneas de gás no complexo do Carriço é suficiente para que, no prazo em análise deste relatório (2015-2018), o
SNGN seja capaz de superar eventuais situações críticas prolongadas no tempo.
A avaliação de risco realizada com base nos impactos potenciais dos cenários identificados e no histórico dos
principais incidentes verificados no SNGN desde a introdução do gás natural em Portugal, permite concluir que os 16
cenários avaliados assumem níveis de severidade e de probabilidade de ocorrência que se traduzem em riscos de nível
médio e reduzido, isto é, dentro da zona aceitável do diagrama matriz de risco.
As medidas a tomar no curto prazo e até à próxima revisão da avaliação de risco constarão da proposta de Plano
Preventivo de Ação.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
39
GLOSSÁRIO
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
SIGLAS E ABREVIATURAS
AS
Armazenamento Subterrâneo
CE
Comissão Europeia
DGEG
Direção-Geral de Energia e Geologia
Dmax
Procura diária excecionalmente elevada - Procura diária total de gás durante um dia de procura de gás
excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em 20 anos, de
acordo com o Regulamente Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de Outubro de
2010
ERSE
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
GN
Gás Natural
GNL
Gás Natural Liquefeito
MIBEL
Mercado Ibérico de Eletricidade
MIBGÁS
Mercado Ibérico de Gás Natural
REN
Redes Energéticas Nacionais
Regulamento Regulamento Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de outubro de 2010
RNTGN
Rede Nacional de Transporte de Gás Natural
RNTIAT
Rede nacional de transporte de gás, infraestruturas de armazenamento de gás e terminais de GNL
SEN
Sistema Elétrico Nacional
SNGN
Sistema Nacional de Gás Natural
TGNL
Terminal de Gás Natural Liquefeito
TSO
Operadores das Redes de Transporte e de Sistema de Portugal e Espanha (Transmission System
Operators)
UE
União Europeia
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 - Histórico de consumo anual dos mercados convencional, elétrico e total no período 2010-2013................... 3
Tabela 2 - Previsão de consumo anual dos cenários base e superior para o período 2015-2018..................................... 4
Tabela 3 - Histórico de pontas de consumo para o período 2010-2013 .......................................................................... 4
Tabela 4 - Pontas de consumo para o período 2015-2018 ............................................................................................. 5
Tabela 5 - Consumo dos clientes protegidos do mercado convencional (artigo 8º do Regulamento) ............................. 6
Tabela 6 - Consumo extremo de 30 dias do mercado eletrico não interruptível ............................................................. 6
Tabela 7 - Preço de venda de gás natural para o mercado doméstico e para o mercado industrial................................. 7
Tabela 8 - Aprovisionamento do SNGN em 2013 ........................................................................................................... 8
Tabela 9 - Contratos de longo prazo do maior comercializador a operar em Portugal .................................................... 9
Tabela 10 - Capacidades dos pontos relevantes da RNTGN (em 26 de dezembro de 2014) ......................................... 13
Tabela 11 - Taxa de utilização (TU) dos pontos relevantes da RNTGN .......................................................................... 13
Tabela 12 - Taxa de utilização (TU) da capacidade de armazenamento do TGNL de Sines do AS do Carriço .................. 14
Tabela 13 - Taxa de utilização (TU) dos slots de navios e das baías de enchimento de camiões cisterna do TGNL
de Sines........................................................................................................................................... 15
Tabela 14 - Evolução do critério N-1 e análise de falha das interligações para a ponta 1/20 do cenário de
segurança do abastecimento ........................................................................................................... 18
Tabela 15 - Avaliação do cenário de 30 dias de procura excecionalmente elevada (1/20 anos) Artigo 8º norma
relativa ao aprovisionamento ......................................................................................................... 20
Tabela 16 - Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines (cenário de desclassificação da central térmica a carvão de
Sines) .............................................................................................................................................. 28
Tabela 17 - Cenário de falha da interligação de Campo Maior ..................................................................................... 29
Tabela 18 - Cenário de falha da interligação de Valença do Minho .............................................................................. 30
Tabela 19 - Cenário de falha da instalação de superfície do AS do Carriço ................................................................... 31
Tabela 20 - Classificação da probabilidade e da severidade dos cenários de risco ........................................................ 36
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 - Gasodutos Internacionais ............................................................................................................................ 10
Figura 2 - Diagrama matriz de definição da zona aceitável de risco.............................................................................. 37
Figura 3 - Diagrama matriz de avaliação dos riscos identificados para o SNGN............................................................. 38
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
ANEXO I
Pressupostos RMSA GN 2014
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
RMSA-GN 2014
CENÁRIOS E PRESSUPOSTOS
1. Horizonte
O estudo terá o horizonte 2015 – 2030, com um detalhe anual para o período 2015-2025.
2. Cenário Macroeconómico
O cenário macroeconómico, que teve em linha de conta não só as previsões fornecidas pelo Ministério das
Finanças para a estratégia orçamental, mas também as várias previsões provenientes de BP, CE e FMI, é o
mesmo utilizado para o RMSA-E 2014 (estabelecido em Abril de 2014), correspondendo ao seguinte:
Taxa de variação do PIB
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2020-2030
Cenário Inferior
-1,8%
0,4%
1,1%
1,3%
1,4%
1,4%
1,4%
1,4%
1,4%
Cenário Central
-1,8%
0,8%
1,5%
1,5%
1,7%
1,8%
1,8%
1,8%
1,8%
Cenário Superior
-1,8%
1,2%
1,9%
2,1%
2,2%
2,2%
2,2%
2,2%
2,2%
3. Análises a realizar
As análises/trajetórias a realizar estão descritas no seguinte quadro resumo:
Procura
Oferta
Evolução
expectável a)
Sistema
b)
existente
c)
Base/Média dos
Regimes
Hidrológicos
Seg. Abastecimento/
Regime Hidrológico
Seco
SENSIBILIDADE d)
BASE
SENSIBILIDADE
--
--
TESTE DE STRESS
ME com Carvão
a) Considerando a entrada ao serviço da 3ª interligação Portugal-Espanha no 4ºT de 2018, com impacto a partir de 2019
b) Incluindo os desenvolvimentos cujo início da construção está previsto até ao final de 2014
c) Cenário Base/Média dos Regimes Hidrológicos considerando os consumos do Mercado de Electricidade resultantes da eventual
manutenção em serviço das actuais centrais a carvão até 2025
d) Estádios a analisar: 2020 e 2025
No contexto do relatório deverão também ser analisadas: (i) as necessidades de evolução da capacidade de
armazenamento na RNTIAT; (ii) o cumprimento do critério N-1 de acordo com o Artigo 6º do Regulamento
(UE) nº 994/2010.
4. Cenários de evolução da Oferta (RNTIAT)
O cenário de evolução da RNTIAT tem por base a proposta de plano de desenvolvimento (PDIRGN 20142023) sendo que, no referente à 3ª interligação Portugal-Espanha, cuja 1ª fase está prevista a entrada em
funcionamento para finais de 2018, com impacto em 2019, teve-se em consideração a informação recebida
da REN Gasodutos quanto ao acordado com a Enagás sobre este assunto. Por sua vez, prevê-se que o
reforço (em curso) da capacidade de extracção no complexo do Carriço seja concluído só em 2015, pelo que
só é considerado em 2016. Relativamente à capacidade de armazenamento subterrâneo do Carriço, a REN
Gasodutos informou que, face às actuais necessidades do sistema, as próximas cavidades serão construídas
em modo de lixiviação lento, com um tempo de construção de aproximadamente 7 anos. Assim, a 7ª
cavidade ficará concluída no final de 2021, com impacto na oferta de capacidade de armazenamento em
2022. A conclusão da eventual 8ª cavidade, do mesmo modo, poderá prever-se para final de 2028 com
impacto apenas na análise do ano 2030. Assim, resulta a seguinte evolução da capacidade de oferta a 1 de
Janeiro de cada estádio a analisar:
Evolução da RNTIAT em 1.Jan
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
387
393
393
393
561
561
593
593
627
627
627
627
Terminal GNL de Sines
223
229
229
229
321
321
321
321
321
321
321
321
Interligação de Campo Maior/Badajoz
134
134
134
134
134
134
134
134
134
134
134
134
Interligação de Valença do Minho/Tui
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
0
0
0
0
75
75
107
107
141
141
141
141
Armazenamento Subterrâneo do Carriço
3839
3839
3839
3839
3839
3839
3839
4434
4434
4434
4434
5029
Terminal GNL de Sines
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
86
129
129
129
129
129
129
129
129
129
129
171
Capacidade de oferta
(GWh/d)
Interligação de Mangualde/Espanha
Capacidade de armazenamento
Capacidade de extracção no Carriço (GWh/d)
(GWh)
(GWh/d)
Ainda no que diz respeito ao armazenamento subterrâneo do Carriço, a capacidade foi reavaliada
recentemente em cerca de 300 GWh adicionais relativamente aos valores apresentados em estudos
anteriores, decorrente da revisão dos valores de pressão mínima de operação das cavidades da REN.
Para efeito do “Teste de Stress” considera-se a atual oferta proporcionada pela RNTIAT apenas acrescida da
nova capacidade em construção ou cuja construção se inicie durante 2014:
Evolução da RNTIAT em 1.Jan
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
387
387
387
387
387
387
387
387
387
387
387
387
Terminal GNL de Sines
223
223
223
223
223
223
223
223
223
223
223
223
Interligação de Campo Maior/Badajoz
134
134
134
134
134
134
134
134
134
134
134
134
Interligação de Valença do Minho/Tui
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Armazenamento Subterrâneo do Carriço
3839
3839
3839
3839
3839
3839
3839
3839
3839
3839
3839
3839
Terminal GNL de Sines
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
2569
86
129
129
129
129
129
129
129
129
129
129
129
Capacidade de oferta
(GWh/d)
Interligação de Mangualde/Espanha
Capacidade de armazenamento
Capacidade de extracção no Carriço (GWh/d)
(GWh)
(GWh/d)
5. Cenários de evolução da Procura
Os cenários de evolução da procura de gás natural são desagregados pelo Mercado Convencional (que
inclui o consumo de gás natural nos sectores da Indústria, Cogeração, Residencial e Terciário) e o Mercado
de Eletricidade (que inclui o consumo de gás natural de centrais termoelétricas para produção de
eletricidade em regime ordinário - PRO).
Para o Mercado Convencional são considerados 2 cenários de evolução dos consumos de gás natural Cenário Base e Cenário Segurança de Abastecimento.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
No caso do Mercado de Eletricidade, o Cenário Base corresponde aos consumos de GN resultante da
análise prospetiva da Trajetória Base6 de evolução do sistema electroprodutor, na média dos regimes
hidrológicos, desenvolvidas no âmbito do RMSA-E 2014. O Cenário Segurança de Abastecimento
corresponde à análise de sensibilidade à procura em que se assume o cenário Superior de consumos de
electricidade na ocorrência de um regime hidrológico seco. Os consumos do gás natural do Cenário
Mercado de Electricidade com Carvão, apresentados para os estádios 2020 e 2025, decorrem da análise de
sensibilidade à oferta da Trajetória Base (na média dos regimes), em que as actuais centrais a carvão de
Sines e do Pego não são desclassificadas antes de 2025.
Evolução da procura anual (TWh)
Cenário Base; Média Regimes
Mercado Convencional
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
44,7
45,4
45,9
46,5
47,1
47,6
48,2
48,8
49,4
50,0
50,6
53,4
Residencial
3,4
3,4
3,5
3,5
3,6
3,7
3,7
3,8
3,8
3,9
3,9
4,2
Terciário
3,0
3,0
3,1
3,1
3,2
3,3
3,3
3,4
3,5
3,6
3,6
4,0
Indústria
19,2
19,4
19,7
19,9
20,2
20,4
20,6
20,8
21,0
21,2
21,4
22,1
Cogeração
19,2
19,5
19,7
19,9
20,1
20,3
20,5
20,8
21,0
21,3
21,6
23,2
8,8
7,6
7,8
20,1
19,6
18,5
19,8
27,3
26,4
26,3
24,9
22,7
53,6
53,0
53,7
66,6
66,7
66,2
67,9
76,0
75,8
76,3
75,5
76,1
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
46,1
46,9
47,6
48,3
49,0
49,7
50,5
51,2
52,0
52,8
53,6
57,3
Residencial
3,4
3,5
3,6
3,7
3,8
3,9
3,9
4,0
4,1
4,2
4,3
4,7
Terciário
3,0
3,1
3,2
3,3
3,4
3,5
3,6
3,7
3,9
4,0
4,1
4,6
Indústria
19,4
19,7
20,1
20,4
20,7
21,0
21,3
21,6
21,9
22,2
22,4
23,6
Cogeração
20,2
20,5
20,7
20,9
21,1
21,4
21,6
21,9
22,1
22,4
22,8
24,4
Mercado Electricidade
17,4
16,2
16,5
32,4
31,8
31,2
32,3
41,6
41,3
41,9
41,1
41,4
Consumo Total de GN
63,5
63,0
64,1
80,6
80,8
81,0
82,7
92,9
93,3
94,6
94,7
98,7
Mercado Electricidade
Consumo Total de GN
Cenário Seg. de Abast.; Regime Seco
Mercado Convencional
Cenário ME com Carvão; Média Regimes
2020
2025
47,6
50,6
Residencial
3,7
3,9
Terciário
3,3
3,6
20,4
20,3
21,4
21,6
Mercado Convencional
Indústria
Cogeração
Mercado Electricidade
Consumo Total de GN
6
8,9
9,5
56,5
60,1
A partir de 2025, altura em que se identificou a necessidade de reforçar a capacidade do sistema, considera-se a hipótese de incorporação de
novas centrais a gás natural
Consumo máximo diário - ponta anual (GWh/dia)
Cenário Base
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
Ponta Provável
255,0
249,1
256,8
303,1
305,5
298,6
305,4
319,6
322,3
323,4
304,2
328,8
146,4
147,7
149,6
151,2
152,7
153,9
155,8
157,4
159,1
160,3
162,4
170,1
Mercado Convencional
Mercado Electricidade
108,6
101,4
107,2
152,0
152,8
144,7
149,6
162,1
163,2
163,0
141,7
158,7
276,6
276,6
279,6
339,4
341,4
342,9
345,2
347,6
349,7
351,8
327,1
356,3
Mercado Convencional
158,9
161,1
163,1
165,1
167,2
169,2
171,1
173,3
175,4
177,5
179,8
189,7
Mercado Electricidade
117,7
115,5
116,4
174,2
174,2
173,8
174,1
174,3
174,3
174,3
147,4
166,5
Cenário Seg. de Abast.
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2030
Ponta Provável
Ponta Extrema*
259,6
256,3
262,3
310,3
313,1
309,0
316,6
329,2
331,3
333,5
329,5
357,6
Mercado Convencional
150,1
151,9
154,2
156,1
158,1
159,7
162,0
164,2
166,3
168,0
170,6
180,9
Mercado Electricidade
109,5
104,4
108,1
154,2
155,0
149,3
154,6
165,0
165,0
165,5
159,0
176,7
Ponta Extrema*
282,9
282,4
287,7
345,7
348,3
351,0
353,5
356,3
359,1
361,7
356,8
389,3
Mercado Convencional
163,8
166,5
169,0
171,5
174,1
176,7
179,2
182,0
184,8
187,4
190,3
203,6
Mercado Electricidade
119,1
116,0
118,7
174,2
174,2
174,3
174,3
174,3
174,3
174,3
166,5
185,7
Cenário ME com Carvão
2020
2025
Ponta Provável
261,3
265,6
Mercado Convencional
153,9
162,4
Mercado Electricidade
107,4
103,2
Ponta Extrema*
290,0
288,8
Mercado Convencional
169,2
179,8
Mercado Electricidade
120,8
109,0
* Procura excecionalmente elevada com probabilidade de ocorrência de 1 em 20 anos [tal como definido no Regulamento (UE) 994/2010]
6. Indicadores na análise da garantia de abastecimento
A análise da garantia de abastecimento deverá ser feita sob duas perspetivas, capacidade de oferta e de
armazenamento, quer em condições de procura normal (Cenário Base) quer em condições de procura
elevada (Cenário Segurança de Abastecimento). Adicionalmente deverá ser feita uma análise para
determinar os limites da adequação do sistema de abastecimento (“Teste de Stress”).
Ao nível da capacidade de Oferta deverão ser tidos em conta os critérios previstos no Regulamento
n.º 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho7.
Quanto ao Armazenamento, a avaliação da adequada capacidade de armazenamento para fazer face a
situações críticas prolongadas no tempo é feita à luz do Regulamento n.º 994/2010 do Parlamento Europeu
e do Conselho8, tendo em vista a utilização das reservas de segurança prevista no Art.º 52º do DL n.º
231/2012 (abordagem utilizada no PDIRGN 2013).
7
Estipula que devem ser tomadas medidas necessárias para que, em caso de interrupção da maior infraestrutura de gás (principio N-1), as
restantes infraestruturas tenham capacidade para garantir o abastecimento da procura total de GN durante um dia de procura excecionalmente
elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos.
8
Estabelece que deve ser salvaguardo o aprovisionamento de GN aos “Clientes Protegidos” que abrange todos os clientes domésticos e as PME e
serviços essenciais de carater social até um máximo de 20% do consumo final de GN, nas seguintes condições: Interrupção no funcionamento da
maior infraestrutura nacional de aprovisionamento de gás em condições invernais médias, durante um período de, pelo menos, 30 dias;
Temperaturas extremamente baixas durante um período de pico de, pelo menos, sete dias, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja de
uma vez em 20 anos; Procura excecionalmente elevada de gás natural durante um período de, pelo menos, 30 dias, cuja probabilidade estatística
de ocorrência seja de uma vez em 20 anos.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
ANEXO II
Comentários JRC ao relatório de avaliação dos riscos de 2012
Portugal
Quick Checklist / Minimum
requirements
Role of gas in energy mix (%): 20%
Total Gas Supply: 57.5 TWh
Production: 0
Import
Pipe: 164.2 GWh/d
LNG: 228.5 GWh/d
Storage: 85.7 GWh/d
Single Largest Infrastructure: LNG
terminal at Sines (228.5 GWh/d)
N-1: 75%
Protected Customers: 27% of final gas
consumption. (15.5 TWh)
Peak demand (1-in-20): ~300 GWh/d
7 day peak period (1-in-20): 0.4 TWh*
30 days exceptional demand (1-in-20):
1.8 TWh*
30 days average winter: 1.6 TWh*
* supply needs of Protected Customers
Summary
•
•
•
•
•
Portugal is completely reliant on
external gas supplies, mainly from
Algeria and Nigeria.
The calculation of the N-1 formula gives
a value of 75% at present time. This
value is expected to increase when the
projects in the pipeline come into
operation around 2017.
The storage capacity at Carrico site is
sufficient to ensure the minimum
conditions for supplying natural gas to
the protected customers.
9 scenarios were analysed in the RA. All
the scenarios assessed fall in the zone
of medium/low level of risk when
reserves of gas are considered for 15
days of extreme conditions for natural
gas fuelled power plants.
The implementation of new reservoirs
to store gas at the Carrico site is
essential for ensuring the Portuguese
gas system is capable of coping with
possible
and
situations.
prolonged
critical
Context
Portugal does not have any indigenous
production of natural gas, being dependant in
more than 95% on two countries of origin:
Algeria and Nigeria. Natural gas was introduced
in Portugal in 1997 and since the consumption
grew significantly. The main consumption is for
the industrial and cogeneration sector (around
40% of total supplies goes to the electricity
sector).
The importance of gas fuelled power plants for
the production of electric energy in Portugal,
where an increase in the production quotas
based on renewable sources without
guaranteed supplies, has result in a growing
need to use Combined Cycle Gas Turbine (CCGT)
plants to respond to the inherent volatility of
production in this sector. This implies that these
CCGT plants must also be prepared to respond
effectively in situations of shortages of gas
supplies.
It has to be noted that two gas demands are
considered all along the Portuguese RA: gas
demand in the conventional market (industrial,
cogeneration, residential and tertiary sector)
and in the electricity market (thermoelectric
power plants). Two scenarios of consumption,
moderate and intensive, were assumed for the
frame time 2012-2020.
Infrastructure Standard
The peak consumption corresponds to the
maximum daily consumption which can take
place in a given year. The peak is forecasted
using a comprehensive methodology for 20122020 with different assumptions for a moderate
and an intensive scenario. The N-1 formula is
estimated in both scenarios for the time frame
of 2012-2020.
The largest single infrastructure is the Sines LNG
terminal. However it is presented a compilation
of N-1 results for the failure of other key
infrastructures in the Portuguese gas network.
Currently, in the event of failure of the Sines
LNG terminal, the N-1 result would be 75%. It is
concluded that in the period 2012-2016, it will
not be possible to comply with the N-1 criterion.
Between 2017-2020, after the third link with
Spain becomes operational and the expansion of
the storage facility in Carrico, it is prospected a
value of N-1 between 105-153%.
The N-1 formula is also
estimated considering the
contribution from the
electricity
sector
as
demand side measure
(DSM) in all the scenarios.
When DSMs are taking
into account the N-1
results varies from 103 to
158% in the time frame
between 2012 and 2020.
The entrance of natural
gas to Portugal is through
two interconnections with
Spain and the LNG
terminal at Sines. It is not
mentioned
in
the
Portuguese RA if bidirectional capacity is
considered.
Supply Standard
Two analyses were carried out on the basis of
different approach to quantify properly the
definition of protected customers. The same
conclusion was deducted from the two
approaches. Protected customers are, apart
from households, social services and small size
enterprises estimated in a 27% of the final
consumption of gas (around 7% for households).
There is a thorough explanation of the model
and methodology used in order to estimate the
conditions of the 7 and the 30 days periods with
the highest consumption, and for the 30 days
period with average winter conditions occurring
with a statistical probability of 1-in-20 years. It is
differentiated the forecast for the evolution of
two gas demands: the conventional market
(industrial, cogeneration, residential and tertiary
sector)
and
the
electricity
market
(thermoelectric power plants). Two scenarios of
consumption were assumed for all the cases for
the time frame 2012-2020. Under the
circumstances of the analysis, it is stated that
with the storage capacity at Carrico site is
sufficient to ensure the minimum conditions for
supplying natural gas to the protected
customers irrespective of the scenario
contemplated.
Risk Identification
Risk Evaluation
The identified risks in the Portuguese RA are
technical risks, political risks and environmental
risks.
The Herfindahl-Hirschmann index for Portugal is
0.45, which is stated to be a poor level of
diversifying sources of supplies in the
Portuguese RA.
The evaluation of risks makes up the crossreference for the probability of occurring with
the level of severity, gravity or impact on the
Portuguese gas system. The impact of the risks
identified is evaluated in accordance with
compliance of the N-1 criterion regarding
infrastructure standard and regarding the supply
standards.
Two classification tables (a table of levels of
probability and a table of levels of severity)
based on a survey of the history of the main
accidents/incidents which had an impact on the
gas system supplies over the past 14 years, were
used to assess the risks. Two security level
scenarios were considered:
Scenario I: protected customers covered during
30 days of disruption event
Scenario II: protected customers covered during
60 days + 15 days of supplies to the gas-fuelled
electricity production market associated with an
increase in the capacity of the entry points.
The analysis then identified and characterized
There is not a systematic or criteria applied in
the risk identification.
Risk Analysis
The Portuguese RA pointed out 9 scenarios
which would have a potentially negative impact
on supplies to the natural gas system:
1. Infrastructure failure at the Sines LNG
terminal
2. Failure in the Campo Maior link
3. Failure in the third link with Spain
4. Failure in the Valença do Minho link
5. Failure in the infrastructure at the
underground storage in Carriço
6. Failure of the compression station at
Carregado
7. Disruption in the main gas pipeline
transporting gas in the RNTGN
8. Disruption in supplies by third country
suppliers
9. Correlated risks
Identification of the risk/ Occurrence
i) Infrastructure
failure at the
Sines LNG
Terminal
Time Frame
Probability
Scenario
Severity
Level of risk
i)a Failure at the Sines LNG Terminal due
to adverse weather
< 1 week
Medium / High
I and II
Medium / Low
Medium
i)b Failure at the Sines LNG Terminal due
to accidents in the Sines LNG Terminal
infrastructure or a shortage of gas caused
by problems at LNG suppliers
I
Medium / High
months or years
Medium / High
High
II
Medium / Low
Medium
I
Medium / High
High
II
Medium / Low
Medium
ii) Failure at the Campo Maior link
weeks or months
Medium / High
iii) Failure at the 3rd link with Spain
weeks or months
Medium / High
I and II
Medium / Low
Medium
iv) Failure at the Valença do Minho link
weeks or months
Low
I and II
Low
Low
v) Failure at the Carriço storage complex
weeks or months
Low
I and II
Medium / High
Low
vi) Failure at the compression station at Carregado
weeks or months
Medium / Low
I and II
Medium / Low
Low
weeks or months
Low
I and II
Medium / Low
Low
weeks or months
Low
I and II
High
Medium
I
Medium / High
High
months or years
Medium / High
II
Medium / Low
Medium
I and II
Medium / High
Low
vii) Disruption in
the gas
transmission
pipeline
vii)a Disruption in the gas pipeline at sites
sufficiently far away from the RNTGN
entry points
vii)b Disruptions in the gas pipeline at
critical sites or sites which could
potentially cause congestion in the
RNTGN
viii) Disruption in supply by third country suppliers
ix) Correlation of
risks
Correlation of risks of the occurrence of
extreme climatic conditions in Portugal
and Spain
Failure in supply from third countries
which affect Portugal and Spain
< 1 week
Low
months or years
the impact of the risk in terms of probability and
severity over a certain time frame.
All the risks are in the acceptable zone
(medium/low level of risk) when the scenario II
is evaluated.
Risk Treatment
The measures to be implemented in the short
term will be contained in the proposed
Preventive Action Plan. The following
infrastructures projected in the Portuguese
gas system are expected to increase the
supply and storage capacity in the Portuguese
gas network:
-a third connection with Spain
-expansion of the storage site at Carrico
-new compression station at Carregado
The new reservoirs to store gas at the Carrico
site have been revealed as essential for ensuring
the supply to protected customers and to the
national electricity system, in the event of longterm prolonged critical situations.
Regional Cooperation
There is a mutual agreement with ENAGAS (the
Spanish TSO) to contribute with a maximum of
22 GWh/d additional in case of shortfall. The
exact value of the contribution must be agreed
daily according to the operation conditions of
both systems.
Comments/Assessment
• The discussion about the actual bidirectional
capacity
of
the
interconnections with Spain is missing in
the Portuguese RA. This point should be
clarified in the light of the Regulation.
• In general the Portuguese RA is
comprehensive in content and the key
issues of the Regulation are addressed in
the RA; however, in future versions of RA,
it would be desirable to follow a more
systematic risk identification in which the
scenarios are based on.